Bilancio d`esercizio enipower 2014

Transcript

enipower s.p.a.
Società con socio unico e soggetta all’attività
di direzione e coordinamento dell’eni spa
Bilancio al 31 dicembre 2014
Enipower Bilancio di esercizio 2014 / Relazione sulla gestione
EniPower S.p.A.
Società per Azioni con sede legale in S. Donato Milanese – Milano
Piazza Vanoni, 1
Capitale Sociale euro 944.947.849 i.v.
R.E.A. Milano n. 1600596
Codice fiscale e Partita IVA n. 12958270154
Società con socio unico e
coordinamento dell’Eni S.p.A
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soggetta
all’attività
di
direzione
Enipower S.p.A.
Relazione sulla gestione
Il gruppo Enipower
Identità aziendale
Profilo dell'anno
Scenario macro-economico e di mercato
Evoluzione del quadro normativo
Governance
Salute, ambiente, sicurezza e qualità
Ricerca scientifica e tecnologica
Rapporti con le Comunità
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Andamento operativo
Generazione e vendita
Investimenti tecnici
Risorse umane
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Commento ai risultati e altre informazioni
Conto economico
Stato patrimoniale riclassificato
Rendiconto finanziario riclassificato
Andamento economico delle società partecipate
Fattori di rischio e incertezza
Evoluzione prevedibile della gestione
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Altre informazioni
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Riconduzione degli schemi di bilancio
riclassificati utilizzati nella relazione sulla
gestione a quelli obbligatori
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Bilancio di esercizio
Schemi di bilancio
Note al bilancio
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Proposta del Consiglio di Amministrazione
all'Assemblea degli Azionisti
100
Relazione del Collegio Sindacale
all'Assemblea degli azionisti ai sensi dell'art.
153 D.Lgs 58/1998 e dell'art. 2429, comma
3, c.c.
101
Relazione della società di revisione
105
Convocazione dell'Assemblea degli Azionisti
107
Deliberazioni dell'Assemblea degli Azionisti
108
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Relazione sulla gestione
Il Gruppo Enipower
Enipower Mantova: società che gestisce la centrale elettrica di Mantova. La partecipazione di Enipower
S.p.A. è dell’86,5%. La restante quota è posseduta da T.E.A. S.p.A.
Società Enipower Ferrara: società che gestisce la centrale elettrica di Ferrara. La partecipazione di
Enipower S.p.A. è del 51%. La restante quota è posseduta da Axpo International SA.
IFM: società consortile di servizi industriali nel sito di Ferrara.
Ravenna Servizi Industriali: società consortile di servizi industriali nel sito di Ravenna.
Brindisi Servizi Generali: società consortile di servizi industriali nel sito di Brindisi.
Termica Milazzo: società controllata da Edison S.p.A. che gestisce la centrale elettrica nel sito di
Milazzo.
Di.T.N.E.: società consortile, con finalità di ricerca in ambito energetico in cui Enipower S.p.A. partecipa
quale socio sostenitore.
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Identità aziendale
Enipower S.p.A., società controllata al 100% da eni, è stata costituita nel novembre 1999. Ad essa sono
state conferite da EniChem S.p.A. e da Agip Petroli S.p.A. centrali elettriche convenzionali (potenza
installata di circa 1.000 MW). La società ha, nel corso degli anni, completato un piano di investimenti che
ha portato alla graduale sostituzione degli impianti originariamente conferiti con moderni cicli combinati,
alimentati a gas naturale, che garantiscono standard elevati per la sicurezza e salute delle risorse umane
impiegate e per la salvaguardia dell’ambiente.
Dall’1 gennaio 2007, Enipower opera sulla base di un contratto di Conto Lavorazione (tolling) stipulato
con eni spa, contratto in base al quale la società genera energia elettrica che eni commercializza sul
mercato con la sola esclusione delle vendite effettuate ai clienti insediati nei siti petrolchimici.
Nel gennaio 2010 Enipower ha acquistato da Eniservizi S.p.A. la proprietà e la gestione della centrale di
cogenerazione di Bolgiano e delle sue reti di distribuzione.
Dall’1 ottobre 2013 la centrale termoelettrica di Taranto, originariamente conferita da Agip Petroli nel
dicembre 2000, è stata ceduta a eni S.p.A. mediante operazione di scissione parziale del relativo ramo
d’azienda.
Oggi la società, direttamente o attraverso le sue controllate, è proprietaria di 7 centrali elettriche ubicate
nei siti petrolchimici di Brindisi, Ferrara, Mantova e Ravenna e nelle raffinerie di Ferrera Erbognone (PV) e
Livorno e di una centrale di cogenerazione a Bolgiano, con una potenza complessiva in esercizio di circa
5,26 GW. Tale parco impianti pone la società tra fra i primi produttori nazionali di energia elettrica e al
primo posto come produttore di vapore tecnologico.
Dove opera Enipower
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Profilo dell’anno
Fatti di rilievo
Il Consiglio di Amministrazione del 5 marzo 2014 ha nominato per un mandato di tre anni l’Organismo di
Vigilanza composto dal Dott. Cesare Piovene Porto Godi (presidente) e dai membri interni Dott. Alberto
Mosca e Dott.ssa Gianna Cirillo.
In data 5 marzo 2014, come stabilito nel Consiglio di Amministrazione del 22 gennaio 2014, è stato
firmato l’addendum al contratto di tolling con eni, contenente le modifiche contrattuali resesi necessarie
in seguito alla rideterminazione del corrispettivo di Conto Lavorazione.
L’Assemblea degli Azionisti dell’11 aprile 2014 ha nominato come componenti del Collegio Sindacale per
la durata di tre esercizi e con scadenza alla data dell’Assemblea, convocata per l’approvazione del bilancio
relativo all’esercizio 2016, la Dott.ssa Giovanna Campanini (presidente), la Dott.ssa Elena Nembrini
(sindaco effettivo) e il Prof. Dott. Mauro Romano (sindaco effettivo).
Il Consiglio di Amministrazione dell’11 aprile 2014 ha nominato il Dott. Daniele De Giovanni
Amministratore Delegato e Presidente del Consiglio di Amministrazione.
Le attività fotovoltaiche sono state oggetto, nel corso dell’anno, di analisi di tipo strategico e di
valutazioni volte a identificare le opzioni a disposizione della società per definire il futuro di tali attività.
Esse, ad oggi, si articolano in due distinte linee di business: “produzione e vendita moduli fotovoltaici” e
“generazione elettrica da fonte rinnovabile”. La produzione e vendita moduli risulta fortemente
penalizzata da fattori strutturali quali, ad esempio, una forte contrazione della domanda per il venir meno
degli incentivi statali, una forte competizione sul versante produttivo e margini di contribuzione
strutturalmente negativi. La società ha pertanto deciso di cessare l’attività di produzione e vendita di
moduli fotovoltaici, rimanendo impegnata nella generazione elettrica da fonte rinnovabile.
Il Consiglio di Amministrazione del 21 gennaio 2015 è stato informato che, in riferimento al protocollo di
intesa per la “chimica verde” di Porto Torres firmato in data 26 maggio 2011, eni e la Regione Sardegna
hanno condiviso la necessità di una ridefinizione degli obiettivi del protocollo e della ridefinizione e
riprogrammazione delle azioni previste.
La centrale cogenerativa alimentata a biomasse solide a Porto Torres come previsto nel suddetto
protocollo d’intesa non verrà pertanto realizzata.
Destinazione della perdita d’esercizio
In data 11 aprile 2014 sulla base dei risultati conseguiti nel 2013, l’Assemblea degli Azionisti ha riportato
a nuovo la perdita d’esercizio per un importo di 49.619.014,24 euro.
I risultati
Nel 2014 il risultato netto evidenzia un utile di 64.887 migliaia di euro che riflette il miglioramento del
risultato operativo in parte compensato dai saldi negativi registrati nella gestione finanziaria (889 migliaia
di euro) per effetto dello scenario economico dei tassi sugli strumenti derivati e nella gestione delle
partecipazioni (6.550 migliaia di euro), per i minori dividendi percepiti da Enipower Mantova S.p.A. e da
Termica Milazzo Srl.
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Di seguito i principali dati relativi al periodo 2012-2014:
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Scenario macro-economico e di mercato
Secondo le più recenti stime del Fondo Monetario Internazionale, nel 2014 il PIL mondiale è cresciuto del
3,3%, lo stesso tasso del 2013. Nel corso dell’anno è mancato quell’impulso alla ripresa che gli
andamenti alla fine del 2013 lasciavano prevedere. Le economie avanzate sono cresciute dell’1,8% (1,3%
nel 2013), grazie al contributo degli Stati Uniti (2,4%) e del Regno Unito (2,6%), mentre è mancata la
ripresa nell’area dell’euro (0,8%) e soprattutto in Giappone (0,1%). Le economie emergenti e in via di
sviluppo sono cresciute del 4,4%, rallentando rispetto al 2013 (4,7%). In particolare, la crescita in Cina è
scesa al 7,4% (7,7% nel 2013), mentre è rimasta stagnante in Russia e in Brasile. Fa eccezione l’India,
dove è accelerata al 5,8% (5% nel 2013).
Nell'area dell’euro la ripresa è stata ostacolata dal carattere restrittivo delle politiche fiscali e
dall’apprezzamento del cambio nella prima parte dell’anno. Il miglioramento rispetto al 2013 (-0,5%) è
ascrivibile alla Germania, il cui prodotto interno lordo ha registrato un incremento dell’1,5% (0,5% nel
2013) e alla Spagna (1,4%, -1,2% nel 2013). In Francia l’economia è rimasta stagnante (0,4%), mentre
l’Italia, unica fra le grandi economie, ha registrato un ulteriore calo, stimato dello 0,4% (-1,9% nel
2013).
La debolezza della domanda nell’area dell’euro è segnalata dalla progressiva decelerazione dei prezzi al
consumo. Nella media dell’anno l’incremento è stato appena dello 0,4%, ben lontano dall'obiettivo della
BCE di un tasso inferiore, ma prossimo al 2%. L’euro in media è stato scambiato a 1,328 dollari,
sostanzialmente allo stesso cambio dell’anno precedente (1,329 $/€), ma con andamento declinante nel
corso dell’anno. Rimasto sopra la soglia di 1,35 $ fino a luglio, l’euro si è infatti successivamente
deprezzato nei confronti del dollaro, riflettendo il divergere della congiuntura economica in Europa e negli
Stati Uniti, la fine del quantitative easing statunitense e aspettative opposte per la politica monetaria in
Europa. La tendenza è andata accelerando a dicembre, quando più forti si sono fatte le attese per
l’allentamento monetario da parte della BCE. A fine anno il cambio è sceso a 1,214 $/€, ai minimi degli
ultimi nove anni.
Per l’Italia il 2014 ha segnato il terzo anno consecutivo di recessione. L’andamento negativo, che secondo
le prime stime potrebbe essersi arrestato nell’ultimo trimestre, è imputabile a un ulteriore calo degli
investimenti (stimato del 2,5%), mentre i consumi delle famiglie hanno segnato una progressione
positiva, seppure molto modesta, fino dalla seconda metà del 2013. È stimato in miglioramento anche il
contributo della domanda estera netta, che nel secondo semestre ha beneficiato di un cambio più
favorevole e del calo del prezzo del greggio.
L’inflazione ha segnato il minimo storico di 0,2% per i prezzi al consumo, anche per effetto della
consistente riduzione dei prezzi dei prodotti energetici registrata a partire dall’estate. La produzione
industriale ha segnato un calo per il terzo anno consecutivo, stimato a -0,9% in media d’anno. Tuttavia, i
dati relativi all’ultimo trimestre del 2014 segnalano un arresto della dinamica negativa, rimasta pressoché
ininterrotta dall’inizio del 2012, e l’avvio di una timida ripresa. Segnali in questo senso provengono anche
dal mercato del lavoro: a dicembre il tasso di disoccupazione è sceso al 12,9%, dopo aver raggiunto il
massimo storico del 13,3% nei due mesi precedenti (12,8% la media del 2014).
Nel 2014 il prezzo medio del Brent è stato pari a 99 $/b, 9,7 $/b al di sotto del livello del 2013, mentre
nel mercato del gas si è registrata una riduzione dei prezzi spot associata ad una contrazione dei
differenziali infra-regionali:
• in Europa, a causa della debolezza della domanda legata prevalentemente al clima mite,
il prezzo all’NBP è risultato in media pari a 8,2 $/MBtu (-22% rispetto al 2013);
• sul mercato asiatico il prezzo spot JKM è stato pari a 13,9
$/MBtu (-16% rispetto al
2013), anch’esso in calo per effetto della debolezza della domanda dovuta sia al clima
sia all’incremento della produzione elettrica da altre fonti;
• negli USA l’Henry Hub si è attestato in media a 4,4 $/MBtu (+17% rispetto al 2013), per
effetto del freddo record che ha caratterizzato i primi mesi del 2014 e che ha portato le
scorte ai minimi storici, causando picchi di prezzo prossimi agli 8 $/Mbtu.
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Il mercato del carbone nel 2014 ha confermato la situazione di eccesso di offerta e il trend in calo dei
prezzi. Il prezzo spot CIF ARA in media si è attestato su un valore di 75,2 $/ton (81,7 $/ton nel 2013),
anche a causa della domanda asiatica inferiore alle attese.
Nel 2014 il prezzo delle quote di emissione (European Union Allowance) è stato in media di circa 6 €/ton,
in lieve incremento rispetto ai minimi dell’anno precedente, ma ancora assai lontano dal livello che
sarebbe necessario per rendere competitivo il gas naturale nei confronti del carbone. Il forte eccesso di
offerta che ha caratterizzato il mercato dell’Emission Trading Scheme (ETS) europeo è all’origine della
persistente debolezza del prezzo dell’EUA. Per sostenerne il recupero è stato introdotto il backloading, un
provvedimento che prevede una riduzione di 900 mln di quote da immettere all’asta nel periodo 20142016, posticipandone la collocazione sul mercato nel 2019-2020.
Dati preliminari indicano per il 2014 un calo dei consumi gas in Europa (-12%) da ricondursi soprattutto
al crollo nel settore civile dovuto alle temperature particolarmente miti registrate nei mesi invernali.
Anche i consumi di gas nel settore elettrico hanno continuato a contrarsi (-10%) a causa del calo della
domanda elettrica (-3%), della crescente penetrazione delle fonti rinnovabili e della forte competitività
del carbone. Sul versante delle fonti rinnovabili si è assistito a nuove installazioni per circa 20 GW (di cui
1,5 GW da eolico offshore), in linea con quanto accaduto nel 2013.
In Europa i margini degli impianti a carbone (Clean Dark Spread) sono risultati superiori di oltre 15 €
/MWh rispetto a quelli degli impianti a gas (Clean Spark Spread), che sono rimasti negativi in molti paesi.
La discesa dei prezzi del gas ha solo marginalmente attenuato la differenza tra questi margini e
l’impossibilità di coprire i costi operativi ha indotto anche nel 2014, come negli anni precedenti, molti
operatori a mettere in stand-by alcune delle loro centrali a gas.
Ancor più critica è apparsa la situazione del mercato termoelettrico italiano. Nel 2014 la domanda ha
registrato un ulteriore calo del 3% rispetto al 2013, in linea con quello registrato in media in Europa, a
causa della persistente debolezza della produzione industriale e dell’estate fresca, che ha ridotto i
consumi elettrici per il condizionamento.
Il settore termoelettrico, la cui produzione è scesa di circa il 10%, è stato penalizzato da un anno
particolarmente favorevole per l’idroelettrico, con produzione al massimo storico (+7% rispetto al 2013),
oltre che dalla produzione da altre fonti rinnovabili. La capacità di generazione da queste fonti, sostenuta
dal sistema di incentivazione, dal 2000 è cresciuta complessivamente di oltre 30 GW (circa il 25% del
totale capacità di generazione esistente), trainata dal solare (+18 GW) e dall’eolico (+9 GW).
Lo squilibrio tra domanda e offerta sul mercato ha fatto registrare un’ulteriore flessione del prezzo
all’ingrosso (PUN) che, nella media del 2014, è risultato pari a 52 €/MWh, contro i 63 €/MWh del 2013 (17%).
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Evoluzione del quadro normativo
Produzione e mercato dell’energia elettrica e accesso al sistema elettrico
Attraverso il DM 30 giugno 2014, il Ministero per lo Sviluppo Economico ha approvato lo schema del
meccanismo definitivo di remunerazione della capacità produttiva (Capacity Market) definito da AEEGSI e
Terna in sostituzione dell’attuale meccanismo transitorio, ai sensi del Dlgs 379/03. Il nuovo meccanismo
è basato su logiche di mercato su base d’asta in cui i produttori si impegnano a rendere disponibile al
sistema la propria capacità di generazione, a fronte di una domanda espressa da Terna. Sulla capacità
impegnata e nell’anno di riferimento di ogni sessione, in esito alle aste verrà riconosciuto un corrispettivo
fisso a fronte dell’applicazione di cap di prezzo all’energia movimentata sui mercati afferente alla
medesima capacità.
Con delibera 320/2014/R/eel, nell’ambito del processo avviato con delibera 6/2014/R/eel, l’Autorità ha
formulato le proprie proposte al MSE sulla rimodulazione dell’attuale meccanismo transitorio di
remunerazione della capacità produttiva, nonché sull’introduzione di un meccanismo di regime (ad
integrazione del mercato della capacità introdotto dal DM 30 giugno 2014), finalizzato alla remunerazione
della capacità produttiva avente caratteristiche di flessibilità. Per entrambi viene proposto un modello
basato su aste di capacità con accesso limitato alle sole unità produttive che rispettino determinati
requisiti di flessibilità non ancora unicamente definiti. Per le capacità impegnate è previsto il
riconoscimento di un corrispettivo fisso determinato dall’esito delle aste, a fronte dell’applicazione di
vincoli di prezzo sull’energia effettivamente movimentata su MSD.
Con la delibera 400/2014/R/eel, l’Autorità ha tradotto nella regolazione la sentenza del Consiglio di
Stato n° 3051 del 17 giugno 2014, che riconosce la legittimità del ricorso presentato da Enipower (e altri
operatori) avverso la delibera 166/10 sull’aggiornamento della formula di calcolo dell’Ulteriore
Corrispettivo S dell’attuale meccanismo transitorio di remunerazione della capacità produttiva, nella parte
in cui valorizzava come ricavo il valore dell’esenzione dall’obbligo di acquisto dei Certificati Verdi
riconosciuta all’energia cogenerativa. A seguito della delibera, Terna ha provveduto a valorizzare i
conseguenti conguagli di spettanza.
Attraverso il decreto legge 24 giugno 2014 n. 91 (convertito con legge 116/2014) vengono introdotte
nuove misure sul mercato elettrico finalizzate alla riduzione del costo dell’energia elettrica per le piccolemedio imprese 1. In particolare dall’1 gennaio 2015, per le Reti Interne di Utenza (RIU) e per i Sistemi
Efficienti di Utenza (SEU) 2, i corrispettivi a copertura degli oneri generali di sistema, limitatamente alle
parti variabili, non si applicheranno più alla sola energia prelevata dalla rete ma anche all'energia elettrica
consumata e non prelevata, in misura pari al 5 per cento dei corrispondenti importi unitari.
Con delibera 609/2014/R/eel l’Autorità ha definito le modalità di applicazione dell’aliquota del 5 per
cento degli oneri generali di sistema ai volumi consumati ma non prelevati dalla rete, così come previsto
dal DL 91/14, nel caso di sistemi SEU e SEESEU, rimandandone l’applicazione alle RIU nell’ambito della
relativa regolazione in corso di definizione. Per i SEU/SEESEU è previsto, a decorrere dall’1 gennaio 2015,
l’applicazione di maggiorazioni fisse alla componente A3 per i sistemi in bassa e media tensione. Per
sistemi rientranti nella titolarità di soggetti c.d. “energivori”, l’applicazione avverrà a consuntivo da parte
della CCSE tramite il calcolo puntuale del 5% di tutte le componenti A e MCT al quantitativo di energia
consumata come comunicato alla CCSE stessa nell’ambito delle procedure relative al c.d. “bonus
energivori”. Nel caso di SEU/SEESEU connessi in alta tensione non rientranti nella titolarità di soggetti
c.d. “energivori”, l’applicazione avverrà a consuntivo da parte della CCSE, secondo modalità da essa
stessa definite con successivi provvedimenti.
1
Identificate come clienti in media tensione ed in bassa tensione con potenza disponibile superiore a 16,5 kW
diversi dai clienti residenziali e dall'illuminazione pubblica.
2
Per i soli SEU entrati in esercizio successivamente al 31 dicembre 2014, è prevista la possibilità di incrementare
l’aliquota applicata, attraverso ulteriori decreti del Ministero dello Sviluppo Economico, a partire da settembre 2015
con cadenza biennale ed incrementi massimi di 2,5 punti percentuali rispetto ai valori previgenti. Le aliquote così
eventualmente aggiornate si applicheranno agli impianti che entrano in esercizio a partire dal 1° gennaio dell'anno
successivo a quello di entrata in vigore del pertinente decreto.
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Attraverso la delibera 385/2014/R/eel ed ai sensi di quanto previsto dal D.L 83/12 e successivi
DD.MM. attuativi, l’Autorità ha provveduto a definire modalità operative specifiche per il riconoscimento
del “bonus energivori” ai clienti connessi a Reti Interne di Utenza.
Con la delibera 66/2014/R/eel l’Autorità ha disposto l’avvio a partire dall’1 aprile del 2014 del
meccanismo di misurazione e valorizzazione del servizio di regolazione primaria in modalità transitoria,
stante l’impossibilità tecnica di Terna di avviare fin da subito il meccanismo di regime, posticipato all’ 1
novembre 2014. Il meccanismo transitorio ha differito a luglio 2014 l’avvio dei previsti test da remoto ed
a novembre 2014 la determinazione delle relative partite economiche.
Con la delibera 65/2014/R/eel AEEGSI ha disposto a Terna la revisione del’algoritmo di calcolo del
corrispettivo di Mancato Rispetto dell’Ordine di Accensione (MROA - finalizzato al riconoscimento dei
gettoni di avviamento sul mercato MSD), per annullare eventuali ambiguità dell’algoritmo vigente e
remunerare le sole accensioni effettive richieste da Terna rispetto ai programmi degli operatori in esito ai
mercati MGP/MI.
Con delibera 424/2014/R/eel l’Autorità, estendendo al 2015 la validità dell’attuale configurazione
zonale, ha segnalato che per lo stesso anno è previsto da Terna il venir meno della necessità di limitare
le immissioni delle unità di produzione incluse nei cd. Poli di Produzione Limitata (PPL) di Brindisi, di
Foggia e Priolo, in particolare per effetto di interventi sulla rete effettuati dal gestore.
Emission Trading
In data 24 febbraio 2014, il Consiglio dell’Unione Europea ha approvato la proposta di backloading della
Commissione UE attuando un primo sistema correttivo del mercato ETS in crisi per eccesso di offerta di
quote. Attraverso il backloading saranno sottratte dal mercato 900 milioni di quote nel periodo
2014/2016 (400 milioni di EUA nel 2014, 300 milioni nel 2015 e 200 milioni nel 2016).
Il Consiglio europeo di Ottobre 2014 ha raggiunto un accordo sul Quadro Clima e Energia 2030 che
definisce i principi cardine della politica energetica e climatica europea introducendo target vincolanti a
livello UE sulla riduzione dei gas ad effetto serra del 40% rispetto al 1990, nonché il raggiungimento
della quota di energia prodotta da fonti rinnovabili al 27% (a livello UE) sui consumi finali di energia
elettrica, prevedendo inoltre un target non vincolante in termini di efficienza energetica. Viene
confermato il ruolo del sistema ETS nella politica di decarbonizzazione e proposto il mantenimento dei
settori cd. “carbon leakage” post 2020.
Normativa ambientale
In data 27 marzo 2014 è stato pubblicato sulla Gazzetta Ufficiale n. 72 il Dlgs 46/2014, in vigore
dall'11 aprile, relativo all’attuazione della direttiva 2010/75/UE per le emissioni industriali. Il decreto
interviene in particolare sull’armonizzazione del sistema normativo comunitario di gestione delle emissioni
uniformando i requisiti in materia di prestazioni ambientali. Sono introdotte disposizioni su processi
autorizzativi, con ampliamento del campo di applicazione della disciplina Ipcc e riferimento alle
conclusioni sulle migliori tecniche disponibili (Best Available Technologies - BAT) nell’ambito della
disciplina relativa all’Autorizzazione Integrata Ambientale (AIA), anche al fine di limitare le difformità
tecniche di realizzazione degli impianti nei diversi paesi dell’Unione; sono inoltre rafforzati i sistemi di
monitoraggio, controllo e sanzioni sulle installazioni con l’obiettivo di garantire che al termine del ciclo di
vita le condizioni ambientali del sito siano conservate o comunque riportate alle stesse condizioni in cui si
trovavano al momento dell’inizio dell’attività. Viene infine estesa a dieci anni la durata dell’AIA (sedici
anni per le installazioni che al rilascio dell’autorizzazione risultino registrate ai sensi del Regolamento CE
n 1221/2009, dodici anni se certificate secondo la norma UNI EN ISO 14001), con riesame ordinario al
termine di tale periodo oppure entro quattro anni dalla pubblicazione delle decisioni relative alle
conclusioni sulle BAT, salvo ulteriori richieste di riesame su iniziativa dell’autorità competente.
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Attraverso il DM 272/14 sono state definite le linee guida per la “Relazione di Riferimento”, prevista
dall’art.5 del D.Lgs.152/06 e dall’art.29-sexies del D.Lgs.152/06, come modificati dal D.Lgs.46/2014. La
Relazione di Riferimento è un documento contenente informazioni sullo stato di qualità del suolo e delle
acque sotterranee, con riferimento alla presenza di sostanze pericolose pertinenti, al fine di effettuare un
raffronto in termini quantitativi con lo stato al momento della cessazione definitiva delle attività. Per le
centrali a gas la Relazione di Riferimento è dovuta solo in caso di esito positivo di specifica verifica di
assoggettabilità.
Efficienza energetica
In data 21 luglio 2014 è stato pubblicato in Gazzetta Ufficiale il Dlgs 102/2014 di recepimento italiano
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 e 2006/32/CE. Il decreto definisce l’obiettivo vincolante di risparmio
nazionale sui consumi primari di energia da conseguire nel periodo 2014 - 2020, pari a 20 milioni di
tonnellate equivalenti di petrolio, e definisce un quadro di misure per la promozione dell’efficienza
energetica.
In particolare è stato introdotto l’obbligo per le grandi imprese, non dotate di sistemi di gestione conformi
EMAS e alle norme ISO 50001 o EN ISO 14001, di eseguire un’analisi energetica presso i propri siti entro
dicembre 2015 e successivamente ogni quattro anni. ENEA dovrà istituire e gestire una banca dati delle
imprese soggette a diagnosi energetica, nonché svolgere attività di controllo sulla conformità delle
diagnosi alle prescrizioni normative. I risparmi energetici ottenuti e verificati nei suddetti audit, per i
quali non assegnabili titoli di efficienza energetica, devono comunque essere comunicati dalle imprese
all’ENEA e concorrono al raggiungimento degli obiettivi nazionali. L’obbligo di comunicazione vale anche
per le imprese che adottano un sistema di gestione dell’energia. E’ prevista la pubblicazione da parte di
ENEA delle modalità con cui effettuare la rendicontazione dei risparmi conseguiti.
E’ prevista inoltre la compilazione da parte del GSE di un rapporto nazionale di valutazione del potenziale
della cogenerazione ad alto rendimento nonché del teleriscaldamento e teleraffrescamento efficienti: a tal
fine il GSE dovrà costituire una banca dati sulla cogenerazione cui far confluire i dati in possesso di tutti
gli enti pubblici e privati.
Entro il 2016 la partecipazione al meccanismo dei Titoli di Efficienza Energetica, sarà ammessa solo per
società di servizi energetici (ESCO) e società che nominino un energy manager in possesso delle
rispettive certificazioni UNI 11352 e UNI 11339.
Infine a decorrere dal 5 giugno 2014, i soggetti proponenti interventi di nuova costruzione o
ammodernamento sostanziale di impianti con potenza termica in ingresso superiore a 20 MW, o interventi
di teleriscaldamento e teleraffrescamento, devono elaborare un’analisi costi benefici relativa allo sviluppo
di cogenerazione ad alto rendimento o sistemi di teleriscaldamento-teleraffrescamento efficienti, da
realizzarsi anche in funzione delle potenzialità del territorio individuate dalla valutazione del GSE.
Produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili e cogenerazione
Con la legge 9/2014 di conversione del Dlgs 145/2013 recante interventi urgenti di avvio del piano
“Destinazione Italia”, sono state introdotte disposizioni sul sistema dei prezzi minimi garantiti 3 a tutela di
impianti caratterizzati da alti costi di esercizio e da limitata producibilità, applicati nell’ambito del regime
di “ritiro dedicato”. A decorrere da gennaio 2014 i prezzi minimi garantiti continuano ad essere applicati
solo agli impianti fotovoltaici di potenza fino a 100 kW ed idroelettrici di potenza fino a 500 kW con
accesso agli incentivi, ed agli impianti con potenza fino ad 1 MW non incentivati. I restanti impianti
valorizzeranno l’energia a prezzo zonale orario.
3
Introdotto dal d.lgs. 387/03 come strumento di sostegno per la produzione di energia da fonte rinnovabile o con
impianti di taglia inferiore ai 10 MVA.
12
Attraverso il decreto legge 24 giugno 2014, n. 91, è stata introdotta la rimodulazione, a decorrere
dall’1 gennaio 2015, degli incentivi agli impianti fotovoltaici di potenza superiore a 200 kW attraverso
quattro possibili opzioni: (i) estensione da 20 a 24 anni del periodo di incentivazione con riduzione
dell’incentivo unitario percepito in funzione della vita residua dell’impianto; (ii) mantenimento del periodo
di incentivazione a 20 anni con una riduzione iniziale dell’incentivo e un corrispondente incremento
successivo, in funzione dello schema che verrà definito dal Ministero dello Sviluppo Economico; (iii)
mantenimento del periodo di incentivazione a 20 anni con una riduzione percentuale dell’incentivo in
funzione della taglia dell’impianto; oppure (iv) partecipazione ad un meccanismo di asta (previa verifica di
compatibilità degli effetti da parte del Ministero dell’Economia e delle Finanze) per la cessione anticipata
di una quota fino all’80% degli incentivi attraverso il coinvolgimento di operatori finanziari.
Con delibera 522/2014/R/eel ed a valle della sentenza del Consiglio di Stato Sezione Sesta del 9
giugno 2014 n. 2936, l’Autorità ha introdotto nuove disposizioni in materia di dispacciamento delle fonti
rinnovabili non programmabili, attraverso l’applicazione degli oneri già applicati per le cd. “unità abilitate”
e prevedendo possibili forme compensative e perequative per le diverse tecnologie non programmabili. E’
stata inoltre ripristinata per gli anni 2013 e 2014 la disciplina previgente ai sensi della Delibera 111/06,
garantendo agli operatori gli opportuni conguagli da parte di Terna entro il 31 dicembre 2014.
Con delibera 574/2014/R/eel successivamente integrata dalla delibera 642/2014/R/eel, l’Autorità
ha definito le prime disposizioni sull’integrazione dei sistemi di accumulo nel sistema elettrico nazionale,
diversi dai progetti pilota di Terna e dei distributori, disciplinandone in forma transitoria a decorrere dall’1
gennaio 2015 le modalità di connessione alla rete, le tipologie impiantistiche ammissibili ed il relativo
inquadramento in termini di corrispettivi tariffari e compatibilità con meccanismi incentivanti.
13
Governance
Enipower S.p.A.
Società per Azioni con sede legale in S. Donato Milanese – Milano
Piazza Vanoni, 1
Capitale Sociale euro 944.947.849 i.v.
R.E.A. Milano n. 1600596
Codice fiscale e Partita IVA n. 12958270154
Società con socio unico e soggetta all’attività di direzione coordinamento dell’eni spa
La società è amministrata da un Consiglio di Amministrazione i cui membri, di seguito elencati,
resteranno in carica fino all’approvazione del bilancio al 31 dicembre 2014:
Dott. Daniele De Giovanni
Presidente /Amministratore Delegato
Dott. Francesco Giunti
Consigliere
Dott.ssa Grazia Fimiani
Consigliere
Il Collegio Sindacale è così composto:
Dott.ssa Giovanna Campanini
Presidente
Dott.ssa Elena Nembrini
Sindaco effettivo
Dott. Mauro Romano
Sindaco effettivo
Dott. Luca Bertoli
Sindaco supplente
Dott. Francesca Parente
Sindaco supplente
I membri del Collegio Sindacale resteranno in carica fino all’approvazione del bilancio al 31 dicembre
2016.
La società di revisione è la BDO S.p.A. alla quale l’Assemblea degli Azionisti del 18 aprile 2008 ha
conferito, per gli esercizi 2008 – 2016, l’incarico di revisione del bilancio di esercizio, del controllo della
contabilità previste dall’art. 155 del D. Lgs. 58/98 e della revisione contabile limitata della relazione
semestrale.
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Salute, ambiente, sicurezza e qualità
Le attività svolte dalla società nel corso del 2014 sono state principalmente finalizzate al consolidamento
del proprio Sistema di Gestione Aziendale, al mantenimento delle certificazioni di salute, sicurezza
(OHSAS 18001) e ambiente (ISO 14001) e all’estensione a tutti gli stabilimenti del Regolamento EMAS
con la convalida delle dichiarazioni ambientali. Inoltre si è proceduto all’integrazione nel Sistema di
Gestione Aziendale del Sistema di Gestione dell’Energia ISO 50001.
Per quanto riguarda i processi di verifica e controllo delle certificazioni, Enipower nel corso del 2014 ha
realizzato il programma annuale di Audit interno HSE, conducendo visite in tutti i siti produttivi che hanno
consentito la verifica di conformità sia legislativa (compresi gli adempimenti Emission Trading), che dei
sistemi di gestione agli standard volontari (OHSAS 18001, ISO 14001, EMAS,). La registrazione EMAS è
stata già ottenuta dagli stabilimenti di Ravenna, Mantova, Ferrera Erbognone e Ferrara mentre per lo
stabilimento di Brindisi si è conclusa positivamente l’attività di verifica di conformità per l’ottenimento
della registrazione, tuttora non ancora rilasciata. Nel 2014 è stata certificata ISO 50001 la società SEF,
cui seguiranno nel 2015 Enipower e Enipower Mantova.
Tutti gli stabilimenti termoelettrici di Enipower sono dotati di Autorizzazione Integrata Ambientale (AIA),
a valle del rilascio dell’AIA allo stabilimento di Brindisi alla fine di settembre del 2014. In seguito
all’emanazione del decreto legislativo 46/2014 di recepimento della Direttiva sulle Emissioni Industriali
(Direttiva 2010/75/UE), le durate delle autorizzazioni sono da intendersi raddoppiate. È fatta salva
l’eventuale revisione delle condizioni autorizzate, che potrebbe intervenire in risposta ai nuovi benchmark
tecnici europei in via di pubblicazione nel prossimo biennio. Gli stabilimenti sono oggetto dei periodici
sopralluoghi da parte dell’Istituto Superiore per la Protezione e la Ricerca Ambientale o dalle Agenzie
Regionali per la Protezione dell'Ambiente. Tali controlli sono destinati alla verifica del rispetto dei Piani di
Monitoraggio e Controllo dei dati ambientali.
La protezione dell’ambiente è perseguita in un’ottica di gestione sostenibile, con particolare riguardo al
miglioramento dell’efficienza energetica. Le emissioni di NO X sono minimizzate grazie alla presenza dei
bruciatori VeLoNO X sui 9 cicli combinati adattati secondo l’attuale tecnologia. Per i gruppi alimentati
anche da gas petrolchimico e syngas non sono ad oggi sviluppati bruciatori. Le emissioni di CO sono
oggetto del programma di installazione nei cicli combinati, di un sistema di abbattimento catalitico del
monossido di carbonio. Le emissioni di SO 2 rilevabili oggi nei siti della società sono dovute all’uso di gas
derivati di raffineria e petrolchimico e di gas di sintesi. L’olio combustibile non è più utilizzato n nessuno
degli stabilimenti Enipower.
La società prosegue in tutti i siti la realizzazione di azioni finalizzate alla promozione della cultura della
sicurezza, ponendosi sempre l’obiettivo di “infortuni zero”. Ciò avviene attraverso la diffusione di
un’uniforme metodologia di monitoraggio e di analisi dei mancati infortuni, il coordinamento e la
promozione dei controlli operativi in campo, la promozione e diffusione della cultura della sicurezza
durante le “Giornate della Sicurezza” in tutti i siti produttivi, con il coinvolgimento anche dei contrattisti.
Per quanto riguarda la situazione infortunistica, nel 2014 si è verificato un solo infortunio nel mese di
maggio che ha coinvolto un contrattista presso la centrale di Ravenna, con esito mortale. Sul caso sono
ancora in corso le indagini della magistratura che ad oggi non hanno coinvolto la società. A seguito
dell’evento son state richieste una serie di azioni correttive e di miglioramento alla ditta fornitrice, le quali
sono state già tutte attuate, ad eccezione dell’attività di formazione dei supervisori lavori che è ancora in
corso. Le azioni di miglioramento richieste da eni ad Enipower sono state tutte implementate, ad
eccezione dell’audit HSE alla ditta fornitrice, che sarà effettato a valle del completamento di tutte le azioni
correttive richieste, e della verifica del comportamento delle imprese terze riguardo le attività specifiche
che comportano l'uso di macchine movimento terra, che sarà effettuata al primo lavoro utile in tal senso.
Le performance HSE di Enipower sono descritte nel suo Bilancio di Sostenibilità, riferito sia alla società
che a Enipower Mantova e SEF. Il Bilancio rappresenta l’occasione di comunicare le scelte fatte per
coniugare efficienza produttiva e sviluppo sostenibile e di presentarsi come azienda sorretta da una solida
cultura di impresa. Il documento presenta un quadro organico del modello di sostenibilità e degli impegni
che la società si assume in questo campo. L’edizione 2013, approvata nell’aprile 2014 dal Consiglio di
Amministrazione di Enipower, ha mantenuto il livello di conformità “A+” alle "Linee guida G3.1“ del Global
Reporting Initiative (GRI), integrate dall’Electric Utility Sector Supplement del GRI stesso. Nel contempo,
è stato avviato un processo di revisione dell’impostazione del Bilancio, ispirato alle "Linee guida G4“ del
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GRI, con particolare attenzione all’analisi di “materialità” di ciascun tema di sostenibilità, per individuare
la significatività degli impatti economici, ambientali e sociali per le varie categorie di stakeholder.
Normativa ambientale
Nell’ambito della partecipazione al secondo periodo di adempimento del Sistema Europeo di Emission
Trading ,relativo allo scambio di quote di emissione di CO 2 ai sensi della Direttiva 2003/87/CE, Enipower
ha ottenuto, nei tempi previsti, la certificazione delle emissioni 2013 su tutti i propri siti da parte di
Bureau Veritas e ha raggiunto la “conformità” con la restituzione delle quote per l’anno 2013. Le
transazioni definite nel “Piano di Bilanciamento Eni” sono state compiute in modo da coprire le quote non
sufficienti ai siti di Brindisi, Ferrera Erbognone, Livorno e Ravenna per complessive 5.645.208 di quote, e
non sono state realizzate cessioni di quote. Per il Piano di bilanciamento 2014 la società potrà disporre di
un numero di quote pari a 125.880 quote di CO 2 , ma dovrà ricorrere al mercato in quanto non sufficienti
a coprire il fabbisogno dell’anno.
Ricerca scientifica e tecnologica
La società non dispone di strutture proprie dedicate all’attività di ricerca scientifica e tecnologica che può,
però, eseguire in outsourcing.
Rapporti con le Comunità
Anche nel 2014 Enipower ha sostenuto con impegno una serie di iniziative in campo artistico e culturale.
Tra queste si segnalano quelle facenti parte l’accordo quadro con il Comune di Ravenna.
Si segnala, inoltre, che con il Comune di Ferrera Erbognone è in vigore una convenzione che prevede il
sostegno annuale ad una “Commissione di alta sorveglianza ambientale” deputata a monitorare lo stato
delle emissioni nelle adiacenze dell’impianto di produzione.
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Andamento operativo
Generazione e vendita
Nel 2014 Enipower ha prodotto energia elettrica, al netto degli autoconsumi, per 13.967 gigawattora, in
calo del 9,7% rispetto al 2013 (15.466 gigawattora). La minor produzione deriva dal diverso assetto di
marcia assunto dagli impianti e dalle condizioni particolarmente sfavorevoli dei prezzi all’ingrosso
registrati sul mercato. La produzione di vapore per usi industriali è stata di 6.340 migliaia di tonnellate in
contrazione del 10,5% rispetto al 2013 (7.086 migliaia di tonnellate). La riduzione è riconducibile alla
cessione della centrale di Taranto, avvenuta nel corso del 2013, con una produzione di 797 migliaia di
tonnellate.
Le vendite ai clienti industriali nei siti produttivi, in linea con l’esercizio precedente, sono state di 1.397
GWh di energia elettrica (1.354 GWh nel 2013), 2.836 migliaia di tonnellate di vapore (2.809 migliaia di
tonnellate nel 2013), e di altre utilities, essenzialmente acque trattate e aria compressa.
Il grado di utilizzo della capacità produttiva degli impianti, calcolato sulla potenza termica (inclusi gli
impianti tenuti a “riserva fredda”), è stato mediamente del 50,6% in linea con il normale livello di utilizzo
per la tipologia degli impianti termoelettrici a cogenerazione.
Nel 2014 l’attività fotovoltaica è stata caratterizzata da una significativa riduzione del magazzino di
moduli per la cessazione delle attività del ramo fotovoltaico.
Investimenti in immobilizzazioni materiali
Nel 2014 gli investimenti in immobilizzazioni materiali della società ammontano a 85.348 migliaia di euro
(98.875 migliaia di euro nel 2013). L’investimento più rilevante ha riguardato il revamping della centrale
di Bolgiano e l’estensione della rete di teleriscaldamento ad essa collegata, per complessivi 39.013
migliaia di euro al netto del relativo conto anticipi.
Gli investimenti per iniziative di mantenimento degli impianti sono stati di 11.058 migliaia di euro. Tra i
principali interventi si annoverano: l’ammodernamento delle strutture delle torri dell’evaporatore di
Brindisi, la sostituzione dell’evaporatore a bassa pressione GVR3 di Ferrera Erbognone, il ripristino per
obsolescenza delle caldaie C-D-E e il rifacimento per obsolescenza della Cooling Tower T1-T6 nello
stabilimento di Livorno.
Ulteriori interventi hanno riguardato le attività di repowering, per complessivi 15.653 migliaia di euro, tra
cui si segnalano: l’upgrade del turbogas del CC2 di Ravenna che porta ad una maggiore efficienza e
maggiore flessibilità di carico, le modifiche air intake del CC2 di Ravenna a garanzia di un funzionamento
più efficiente, l’installazione dei catalizzatori CO sul CC1 di Ravenna e sul CC2 di Ferrera Erbognone al
17
fine di abbattere le emissioni di monossido di carbonio, in particolare nella condizione di minimo tecnico
che viene in tal modo abbassato.
Nel 2014 sono stati inoltre sostenuti investimenti per 6.546 migliaia di euro per l’acquisto di ricambi
strategici e si è proseguito negli acquisti e nel ricondizionamento delle palette delle turbine a gas per
complessivi 13.954 migliaia di euro.
Investimenti in immobilizzazioni immateriali e finanziarie
Nel 2014 non sono stati effettuati investimenti in immobilizzazioni immateriali e finanziarie.
18
Risorse umane
Al 31 dicembre 2014 i dipendenti a ruolo della società sono 390 (407 al 31 dicembre 2013). I dipendenti
comandati presso Enipower da altre società dell’eni sono 9, mentre i dipendenti di Enipower in comando
presso altre società del Gruppo sono 6.
La ripartizione dei dipendenti per qualifica contrattuale è la seguente:
DIPENDENTI A RUOLO FINE PERIODO (per qualifica)
DIRIGENTI
QUADRI
2012
2013
16
2014
15
Var. ass.
17
2
-2
81
79
77
IMPIEGATI
242
215
212
-3
OPERAI
116
98
84
-14
TOTALE
455
407
390
-17
Con riferimento al personale a ruolo, nel corso dell’anno si sono verificati i seguenti movimenti:
•
+8 persone sono state trasferite da altre società del gruppo eni;
•
+1 risorse con contratto a tempo determinato sono state assunte a tempo indeterminato;
•
-10 persone hanno risolto il rapporto di lavoro (risoluzioni consensuali/dimissioni);
•
-17 persone sono state trasferite ad altre società del gruppo eni.
In seguito all’avvio, nella seconda metà del 2014, di un percorso volto alla chiusura del sito industriale di
Nettuno, è stata intrapresa un’azione di ricollocazione delle risorse ivi interessate che ha portato,
unitamente al completamento del programma di mobilità 2013-2014, ad una riduzione del personale a
ruolo rispetto all’anno precedente.
Durante l’anno la società ha svolto attività formativa tecnica e comportamentale per completare e
sviluppare le competenze tecniche e manageriali così come quelle prescritte da obblighi di legge in ambito
HSEQ del proprio personale. In aggiunta alla consueta formazione rivolta ai Rappresentanti dei Lavoratori
per la Sicurezza e l’Ambiente, agli Addetti e Responsabili dei Servizi di Prevenzione e Protezione e ai
Preposti, si è svolta anche un’attività di formazione interna sulle tematiche della prevenzione e protezione
dai rischi nei luoghi di lavoro, che ha interessato tutto il personale degli stabilimenti.
E’ stata inoltre attivata un’iniziativa formativa progettata e realizzata ad hoc rivolta alle giovani risorse.
Tale iniziativa, oltre a dare un segnale di attenzione alle risorse coinvolte, si è posta l’obiettivo di fornire
loro gli strumenti necessari per arricchire le competenze manageriali in coerenza alle attese che il
management ha nei loro confronti.
In continuità con gli anni precedenti è stata inoltre posta notevole attenzione al mantenimento di un
generalizzato ed elevato clima motivazionale interno utilizzando la job-rotation, la crescita interna e la
diversificazione verso altre aree di business.
Per quanto concerne i temi organizzativi, l’anno 2014 si è caratterizzato per l’approvazione della nuova
struttura organizzativa di eni spa, con il superamento del precedente modello divisionale e la sua
sostituzione con un modello fortemente integrato e focalizzato sugli obiettivi industriali. Il nuovo modello
organizzativo prevede, alle dirette dipendenze del CEO di eni spa, sei linee di business e sette funzioni di
supporto. Enipower, Enipower Mantova e SEF sono confluite all’interno della linea di business
“Downstream & Industrial Operations”.
E’ inoltre proseguita l’attività di coordinamento delle attività di definizione, aggiornamento e sviluppo
dell’assetto organizzativo della società, relativo al sistema organizzativo, al sistema dei poteri (procure e
deleghe interne) e al sistema normativo. Con riferimento a questo ultimo punto, sono continuate a livello
societario le attività di analisi, recepimento e successiva implementazione degli strumenti normativi
emessi da eni spa (Management System Guidelines – MSG).
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Commento ai risultati
Conto economico
(migliaia di euro)
2012
1.046.807
33.947
Ricavi
(812.136)
Costi operativi
(109.765)
124.134
(9.928)
20.625
2014
Var. ass.
Var. %
862.794
(100.016)
(10,4)
19.437
18.876
(561)
(2,9)
982.247
881.670
(100.577)
(10,2)
(706.633)
(628.179)
(31.441)
78.454
2.736
11,1
(34.177)
(334.615)
(109.437)
225.178
67,3
(93.178)
112.613
205.791
(220,9)
(1.644)
22.743
(2.533)
16.193
(889)
(6.550)
(54,1)
28,8
Altri ricavi e proventi
1.080.754
(34.719)
2013
962.810
Ricavi della gestione caratteristica
Costo lavoro
Ammortamenti e svalutazioni
Utile operativo
Proventi (oneri) finanziari netti
Proventi netti su partecipazioni
8,0
134.831
Utile prima delle imposte
(72.079)
126.273
198.352
(275,2)
(57.684)
Imposte sul reddito
22.460
(61.386)
(83.846)
373,3
Tax rate (%)
(31,2)
(48,6)
(17,4)
(49.619)
64.887
114.506
42,8
77.147
Utile netto
(230,8)
I costi operativi del 2014 accolgono lo stanziamento del contributo Authority per l'anno 2015 conformemente a quanto stabilito dal nuovo principio IFRS 21 Levies.
Utile Operativo
Nel 2014 la società ha registrato un utile operativo di 112.613 migliaia di euro.
L’utile operativo, al netto delle svalutazioni delle centrali termoelettriche effettuate nel 2013 e degli
impianti fotovoltaici nel 2014 (13,5 milioni di euro), evidenzia un risultato inferiore a quello registrato
nell’esercizio precedente per 1,8 milioni di euro, derivante da:
• -8,1 milioni di euro per minori ricavi di tolling per effetto dell’applicazione della nuova
formula di contratto, in parte compensati dalle attività di contenimento e riduzione dei
costi fissi e dai proventi del Mercato dei Servizi di Dispacciamento;
• -7,0 milioni di euro nell’attività fotovoltaica, dovuti principalmente all’utilizzo per esubero
del fondo relativo alla chiusura dei contratti di acquisto di materie prime nel 2013; al netto
di questo fenomeno non ricorrente, il risultato è in miglioramento di 0,5 milioni di euro
derivanti dalla razionalizzazione dei costi per la cessazione delle attività di produzione;
• -3,8 milioni di euro per costi dovuti alla mancata realizzazione dell’impianto a biomasse di
Porto Torres precedentemente iscritti tra le immobilizzazioni in corso e relativi a costi per
studi di ingegneria e progettazione;
• -2,3 milioni di euro dall’attività di vendita di acque industriali e dalla compravendita di
energia elettrica e vapore ai clienti di sito, principalmente per effetto dell’andamento dello
scenario energetico;
• +0,5 milioni di euro per maggior remunerazione degli investimenti della linee elettriche in
alta tensione;
• +1,3 milioni di euro associati a fenomeni non ricorrenti quali proventi di passati esercizi;
• +17,6 milioni di euro derivanti da minori ammortamenti.
Risultato netto
Nel 2014 il risultato netto evidenzia un utile di 64.887 migliaia di euro che riflette il miglioramento del
risultato operativo in parte compensato dai saldi negativi registrati nella gestione finanziaria (889 migliaia
di euro) per effetto dello scenario economico dei tassi sugli strumenti derivati e nella gestione delle
partecipazioni (6.550 migliaia di euro), per i minori dividendi percepiti da Enipower Mantova S.p.A. e da
Termica Milazzo Srl.
20
Analisi delle voci del conto economico
Ricavi
Nel 2014 la società ha registrato ricavi nella gestione caratteristica per 862.794 migliaia di euro in
contrazione di 100.016 migliaia di euro rispetto al 2013 (962.810 migliaia). Tale contrazione deriva da
minori ricavi di tolling per la componente a copertura del capitale investito e dei costi di esercizio in
seguito all’entrata in vigore dal 2014 delle nuove condizioni contrattuali e dai minori ricavi associati alla
vendita di energia elettrica, vapore e acque ai clienti coinsediati.
I ricavi dell’esercizio sono così composti:
• 458.702 migliaia di euro (533.038 migliaia di euro nel 2013) per il contratto di tolling con eni
e per 18.451 migliaia di euro (13.490 migliaia di euro nel 2013) per quello con EniServizi;
• 124.008 migliaia di euro (132.086 migliaia di euro nel 2013) per la partecipazione al Mercato
dei Servizi di Dispacciamento;
• 119.331 migliaia di euro (126.535 migliaia di euro nel 2013) per la vendita di energia
elettrica, al netto delle imposte di consumo;
• 101.759 migliaia di euro (109.588 migliaia di euro nel 2013) per vendite di vapore;
• 28.653 migliaia di euro (36.754 migliaia di euro nel 2013) dalla vendita di acque industriali;
• 7.484 migliaia di euro (8.252 migliaia di euro nel 2013) per la fornitura di altre utilities e
servizi;
• 3.644 migliaia di euro (2.199 migliaia di euro nel 2013) dalla vendita di pannelli e impianti
fotovoltaici (al netto della variazione negativa delle rimanenze di lavori in corso su
ordinazione di 778 migliaia di euro);
• 762 migliaia di euro per nuove iniziative progettuali con eni Divisione Exploration &
Production.
Gli altri ricavi per 18.876 migliaia di euro (19.437 migliaia di euro nel 2013) si riferiscono principalmente
a:
• cessione di certificati bianchi per 9.696 migliaia di euro;
• servizi manageriali prestati alle società controllate Enipower Mantova (2.321 migliaia di
euro) e SEF (2.649 migliaia di euro);
• contributi in conto esercizio per la vendita di energia elettrica al GSE per gli impianti
fotovoltaici (1.292 migliaia di euro).
Costi operativi
Nel 2014 la società ha sostenuto costi operativi per 628.179 migliaia di euro in riduzione di 78.454
migliaia di euro rispetto al 2013 (706.633 migliaia di euro).
I costi dell’esercizio sono così articolati:
• 214.437 migliaia di euro (130.120 migliaia di euro nel 2013) per la partecipazione al
Mercato dei Servizi di Dispacciamento;
21
• 211.205 migliaia di euro (224.562 migliaia di euro nel 2013) per energia elettrica e vapore
per la rivendita ai clienti insediati nei siti petrolchimici;
• 63.525 migliaia di euro (81.639 migliaia di euro nel 2013) per energia elettrica e vapore per
autoconsumo;
• 57.375 migliaia di euro (59.028 migliaia di euro nel 2013) per vapore craking per il sito di
Brindisi;
• 45.861 migliaia di euro (52.227 migliaia di euro nel 2013) per materiali e servizi di
manutenzione;
• 41.294 migliaia di euro (29.159 migliaia di euro nel 2013) per gli oneri associati all’acquisto
di emission rights;
• 38.255 migliaia di euro (29.797 migliaia di euro nel 2013 relativi all’anno 2011) relativi a
costi per annullamento dei certificati verdi relativi alla produzione non cogenerativa del
2012;
• 19.354 migliaia di euro (20.820 migliaia di euro nel 2013) per acquisto di fuel gas.
Gli acquisti di materie prime sono esposti al netto del recupero dei costi relativi al vapore ad alta
pressione e al fuel gas per 76.925 migliaia di euro (79.248 migliaia di euro nel 2013) dello stabilimento di
Brindisi che vengono riaddebitati a eni.
Si evidenziano inoltre:
• costi verso eni per servizi centralizzati per 8.546 migliaia di euro (10.714 migliaia di euro nel
2013), per servizi informatici per 4.410 migliaia di euro (6.610 migliaia di euro nel 2013) e
per service amministrativo per 1.384 migliaia di euro (1.905 migliaia di euro nel 2013);
• oneri per l’Imposta Municipale sugli Immobili di 7.746 migliaia di euro (7.733 migliaia di
euro nel 2013).
Tra gli accantonamenti netti a fondi rischi e oneri figurano:
• 32.961 migliaia di euro (73.819 migliaia di euro nel 2013) per l’accantonamento al fondo
certificati verdi per l’anno corrente. Le incertezze interpretative dell’attuale quadro
normativo in materia di cogenerazione hanno indotto ad aggiornare i criteri di valutazione in
ottica prudenziale per gli anni precedenti. Il fondo è stato utilizzato a fronte oneri per 38.255
migliaia di euro in seguito all’annullamento dei certificati relativi alla produzione non
cogenerativa dell’anno 2012.
Costo lavoro
Nel 2014 il costo lavoro sostenuto dalla società è stato di 31.441 migliaia di euro (34.177 migliaia di euro
nel 2013) in contrazione di 2.736 migliaia di euro principalmente per minori costi riferiti a salari e stipendi
(1.749 migliaia di euro), oneri sociali (519 migliaia di euro) ed esodi agevolati (1.475 migliaia di euro),
parzialmente compensati da maggiori costi riferiti a personale in comando (860 migliaia di euro).
Nel 2014 gli ammortamenti e svalutazioni sono stati di 109.437 migliaia di euro (334.615 migliaia di euro
nel 2013).
Gli ammortamenti sono così composti:
• 94.840 migliaia di euro per ammortamento delle immobilizzazioni materiali;
22
• 775 migliaia di euro per ammortamento di immobilizzazioni immateriali.
Le svalutazioni operate sulla base delle risultanze dell’impairment test sulle immobilizzazioni sono così
composte:
• 13.539 migliaia di euro per la svalutazione degli impianti fotovoltaici di proprietà Enipower,
in seguito all’entrata in vigore del decreto legge 24 giugno 2014, n. 91, con il quale viene
introdotta la rimodulazione, a decorrere dall’1 gennaio 2015, degli incentivi agli impianti
fotovoltaici di potenza superiore a 200 kW;
• 283 migliaia di euro per la svalutazione dello stabilimento di Nettuno, già in precedenza
svalutato, per interventi relativi alla sicurezza degli edifici.
Proventi (oneri) finanziari netti
Nel 2014 la società ha sostenuto oneri finanziari netti per 2.533 migliaia di euro in aumento di 889
migliaia di euro rispetto al 2013 (1.644 migliaia di euro). Il saldo della gestione finanziaria si articola in:
• 1.401 migliaia di euro (1.938 migliaia di euro nel 2013) per interessi passivi maturati su
finanziamenti con eni;
• 1.154 migliaia di euro (123 migliaia di euro di proventi netti nel 2013) per oneri finanziari
netti relativi allo strumento derivato IRS (Interest Rate Swap);
• 447 migliaia di euro riferiti essenzialmente a oneri su TFR e Fisde (140 migliaia di euro),
all’attualizzazione dei fondi oneri ambientali e smantellamento impianti (104 migliaia di
euro), a differenze passive di cambio (104 migliaia di euro) e all’attualizzazione dei fondi per
esodi agevolati (96 migliaia di euro);
• 469 migliaia di euro (595 migliaia di euro nel 2013) relativi principalmente a interessi attivi
maturati essenzialmente sulle disponibilità liquide temporanee.
Proventi netti su partecipazione
Nel 2014 la società ha registrato proventi da partecipazione per 16.193 migliaia di euro (22.743 migliaia
di euro nel 2013), in diminuzione di 6.550 migliaia di euro per la mancata distribuzione di dividendi da
parte della società Termica Milazzo S.r.l. (4.059 migliaia di euro nel 2013) e per minori dividendi
distribuiti da Enipower Mantova (2.491 migliaia di euro).
Imposte sul reddito
La gestione fiscale ammonta a 61.386 migliaia di euro (-22.460 migliaia di euro nel 2013, di cui imposte
correnti per 65.935 migliaia di euro e imposte anticipate per -88.395 migligia di euro) e comprende
imposte correnti per 41.238 migliaia di euro (34.949 migliaia di euro per Ires e 6.289 migliaia di euro per
Irap), a cui si aggiungono oneri per la fiscalità differita per 20.148 migliaia di euro.
Il decremento delle imposte correnti è prevalentemente dovuto alle riduzioni della base imponibile e
dell’aliquota addizionale Ires (Robin Tax) dal 10,5% al 6,5%. L’incremento delle imposte
differite/anticipate è principalmente dovuto alla notevole riduzione del rigiro degli ammortamenti
eccedenti ed anticipati e delle svalutazioni nette dei cespiti, nonchè all’abolizione della Robin Tax a partire
dall’anno 2015.
Infatti, con sentenza del 9 febbraio 2015, depositata in data 11 febbraio, la Corte Costituzionale ha
dichiarato l’illegittimità costituzionale dell’articolo 81 del Decreto Legge 25 giugno 2008 n. 112 per la
23
parte che aveva istituito la Robin Tax, per violazione degli articoli 3 e 53 della Costituzione sotto il profilo
della ragionevolezza e della proporzionalità e per l’incongruità dei mezzi approntati dal legislatore rispetto
allo scopo perseguito.
La Corte ha escluso l’applicazione retroattiva della declaratoria di illegittimità costituzionale, che avrebbe
comportato la violazione dell’equilibrio del bilancio dello Stato di cui all’articolo 81 della Costituzione.
La decisione della Corte ha effetto a partire dal 12 febbraio 2015: da tale data l’addizionale non è più
dovuta e non verranno rimborsati i versamenti dell’addizionale effettuati dal 2008 al 2014.
L’abolizione dell’addizionale comporta un onere nel bilancio 2014 di 7.818 migliaia di euro, per effetto
dello storno del credito netto per imposte differite attive, contabilizzate in relazione alle riprese a
tassazione di carattere temporaneo effettuate negli esercizi di applicazione dell’addizionale e che, in
vigenza dell’addizionale, avrebbero diminuito il reddito soggetto all’addizionale stessa negli esercizi dal
2015 in avanti.
Si segnala inoltre che la legge 190/2014 (legge di stabilità 2015) ha previsto dal 2015 la deducibilità
dall’Irap del costo del lavoro. L’importo deducibile è la differenza tra l’importo totale del costo sostenuto
per i dipendenti assunti con contratto a tempo indeterminato e la sommatoria delle altre deduzioni già
spettanti. Considerato che al costo del lavoro concorreranno i costi accantonati fino al 31 dicembre 2014
in contropartita a fondi benefici dipendenti, su detti fondi sono state contabilizzate le relative imposte
differite attive.
24
Lo schema dello stato patrimoniale riclassificato aggrega i valori attivi e passivi secondo il criterio della
funzionalità alla gestione dell’impresa, suddivisa convenzionalmente nelle tre funzioni fondamentali:
l’investimento, l’esercizio, il finanziamento. Lo schema proposto consente di individuare le fonti di
finanziamento e gli impieghi delle stesse in capitale immobilizzato e in quello di esercizio.
Stato Patrimoniale riclassificato
(a)
(migliaia di euro)
31.12.2013
31.12.2014
Var. ass.
987.941
965.945
(21.996)
1.381
606
(775)
209.327
209.327
Capitale immobilizzato
Immobili, impianti e macchinari
Attività immateriali
Partecipazioni
Crediti finanziari e titoli strumentali all’attività operativa
Debiti netti relativi all’attività di investimento
(17.267)
(37.520)
(20.253)
1.181.382
1.138.358
(43.024)
(4.670)
Capitale di esercizio netto
Rimanenze
Crediti commerciali
Debiti commerciali
Debiti tributari e fondo imposte netto
Fondi per rischi e oneri
Altre attività (passività) d’esercizio
Fondi per benefici ai dipendenti
21.521
16.851
361.686
384.812
23.126
(193.701)
(149.205)
44.496
127.423
75.291
(52.132)
(244.678)
(237.449)
7.229
(6.544)
(7.511)
(967)
65.707
82.789
17.082
(5.999)
(6.760)
(761)
CAPITALE INVESTITO NETTO
1.241.090
1.214.387
(26.703)
PATRIMONIO NETTO
1.055.583
1.119.841
64.258
185.507
94.546
(90.961)
1.241.090
1.214.387
(26.703)
Indebitamento finanziario netto
COPERTURE
(a) Per la riconduzione allo schema obbligatorio v. il paragrafo "Riconduzione degli schemi di bilancio riclassificati utilizzati nella relazione sulla gestione a quelli obbligatori".
Le altre passività del 2014 accolgono lo stanziamento del contributo Authority per l'anno 2015 conformemente a quanto stabilito dal nuovo principio IFRS 21 Levies.
Il capitale immobilizzato al 31 dicembre 2014 è 1.138.358 migliaia di euro, in diminuzione di 43.024
migliaia di euro per effetto degli ammortamenti e delle svalutazioni apportate alle immobilizzazioni
materiali, in parte compensati dagli investimenti tecnici dell’esercizio.
Le immobilizzazioni materiali nette al 31 dicembre 2014 sono 965.945 migliaia di euro (987.941 migliaia
di euro a fine 2013) ed evidenziano una riduzione di 21.996 migliaia di euro principalmente dovuta agli
ammortamenti dell’anno per 94.840 migliaia di euro e prevalentemente alla svalutazione degli impianti
fotovoltaici per 13.822 migliaia di euro, compensata dagli investimenti dell’anno per 85.348 migliaia di
euro.
Le immobilizzazioni immateriali al 31 dicembre 2014 sono 606 migliaia di euro e diminuiscono di 775
migliaia di euro. La variazione è riconducibile agli ammortamenti dell’esercizio.
Le partecipazioni al 31 dicembre 2014 sono 209.327 migliaia di euro e non registrano variazioni rispetto
al valore del 31 dicembre 2013.
Al 31 dicembre 2014 i debiti netti relativi all’attività d’investimento ammontano a 37.520 migliaia di euro
in aumento di 20.523 migliaia di euro rispetto al 31 dicembre 2013.
25
Al 31 dicembre 2014 il capitale d’esercizio netto è 82.789 migliaia di euro in incremento di 17.082
migliaia di euro rispetto al 31 dicembre 2013 (65.707 migliaia di euro).
Il capitale di esercizio netto si articola in:
•
rimanenze per 16.851 migliaia di euro, in calo di 4.670 migliaia di euro per effetto
principalmente della riduzione dei prodotti finiti (essenzialmente pannelli fotovoltaici);
•
crediti commerciali per 384.812 migliaia di euro in incremento di 23.126 migliaia di euro,
principalmente per maggiori fatture da emettere verso eni;
•
debiti commerciali per 149.205 migliaia di euro, in diminuzione di 44.496 migliaia di euro,
principalmente per minori debiti verso eni;
•
debiti tributari e fondo imposte netto per 75.291 migliaia di euro, in diminuzione di 52.132
migliaia di euro per effetto:
- della diminuzione dei crediti tributari per 21.869 migliaia di euro, riferiti principalmente
ai crediti di imposta per Robin Tax e Irap per 10.156 migliaia di euro, compensati
dall’estinzione del credito verso eni per consolidato fiscale Ires per 20.825 migliaia di
euro riferito al 2013;
- dell’aumento dei debiti tributari per 10.094 migliaia di euro, principalmente per debiti
verso eni per consolidato fiscale Ires per 9.337 migliaia di euro e per debiti relativi a Iva
di gruppo per 1.657 migliaia di euro;
- della diminuzione dei crediti netti per imposte anticipate per 20.169 migliaia di euro per
effetto principalmente dei rigiri netti delle svalutazioni dei cespiti (-10.575 migliaia di
euro) e dei fondi certificati verdi (-14.257 migliaia di euro);
•
i fondi per rischi e oneri di 237.449 migliaia di euro (244.678 migliaia di euro a fine 2013)
in diminuzione di 7.229 migliaia di euro per effetto principalmente:
- dell’aumento di 682 migliaia di euro dei fondi per vertenze legali;
- della diminuzione di 5.294 migliaia di euro del fondo certificati verdi;
- della diminuzione di 1.255 migliaia di euro dei fondi smantellamento e oneri ambientali;
- della diminuzione di 992 migliaia di euro dei fondi per esodi agevolati;
•
le altre attività (passività) di esercizio di -7.511 migliaia di euro (-6.544 migliaia di euro a
fine 2013) aumentano di 967 migliaia di euro per effetto principalmente di minori crediti
per dividendi incassati dalla società Termica Milazzo per 6.246 migliaia di euro, della
diminuzione del valore dei contratti derivati passivi non di copertura (IRS) per 2.723
migliaia di euro, della diminuzione di risconti passivi per 1.643 migliaia di euro e di minori
acconti ricevuti da clienti per 767 migliaia di euro.
I fondi per i benefici a dipendenti di 6.760 migliaia di euro (5.999 migliaia di euro nel 2013) si riferiscono
al trattamento di fine rapporto (TFR) per 4.649 migliaia di euro, al fondo integrativo sanitario dirigenti
(FISDE) per 725 migliaia di euro e ad altri fondi per benefici definiti a dipendenti per 1.386 migliaia di
euro.
26
(migliaia di euro)
31.12.2013
31.12.2014
Var. ass.
Debiti finanziari
218.163
163.586
(54.577)
Debiti finanziari a lungo termine
163.546
109.001
(54.545)
Debiti finanziari a breve termine
54.617
54.585
(32)
Disponibilità liquide ed equivalenti
(32.656)
(69.040)
(36.384)
185.507
94.546
(90.961)
1.055.583
1.119.841
64.258
0,18
0,08
(0,10)
Patrimonio netto
Leverage
Al 31 dicembre 2014 l’indebitamento finanziario netto ammonta a 94.546 migliaia di euro (185.507
migliaia di euro al 31 dicembre 2013) in diminuzione di 90.961 migliaia di euro rispetto al 31 dicembre
2013.
L’indebitamento finanziario netto a lungo termine è di 109.001 migliaia di euro, in riduzione di 54.545
migliaia di euro rispetto al 31 dicembre 2013, ed è relativo agli originari prestiti della durata di 15 anni
per 600.000 migliaia di euro, sottoscritti con eni ed erogati in diverse tranches.
Le disponibilità liquide ed equivalenti sono di 69.040 migliaia di euro, in aumento di 36.384 migliaia di
euro rispetto al 31 dicembre 2013. Tale aumento è riconducibile principalmente a minori pagamenti di
imposte dirette (+129.927 migliaia di euro), compensati in parte dalla variazione dei crediti e debiti
commerciali (-67.622 migliaia di euro).
Patrimonio netto
Al 31 dicembre 2014 il patrimonio netto è 1.119.841 migliaia di euro ed è composto da: capitale sociale
(944.948 migliaia di euro), riserva legale (40.648 migliaia di euro), altre riserve (34.126 migliaia di
euro), utili/perdite portati a nuovo (35.232 migliaia di euro) e utile dell’esercizio (64.887 migliaia di
euro).
27
Lo schema del rendiconto finanziario riclassificato consente di evidenziare la variazione dell’indebitamento
finanziario netto tra inizio e fine periodo.
(a)
2012
77.147
(migliaia di euro)
Utile netto
2013
2014
Var. ass.
(49.619)
64.887
114.506
334.479
109.472
(225.007)
1.535
81
(1.454)
(43.722)
46.127
89.849
44.083
(75.995)
(120.078)
Rettifiche per ricondurre l'utile al flusso di cassa da attività operativa:
109.981
204
- ammortamenti e altri componenti non monetari
- plusvalenze nette su cessioni di attività
40.610
- dividendi, interessi e imposte
35.757
(38.545)
Variazione del capitale di esercizio
Dividendi incassati, imposte pagate, interessi (pagati) incassati
(114.099)
11.579
125.678
225.154
Flusso di cassa netto da attività operativa
172.657
156.151
(16.506)
(98.881)
(85.348)
13.533
(101.601)
Investimenti in partecipazioni, imprese consolidate e rami d'azienda
706
30.551
Dismissioni e cessioni parziali di partecipazioni
Altre variazioni relative all’attività di investimento
80
(95)
(175)
(32.857)
20.253
53.110
49.962
154.810
Free cash flow
40.999
90.961
(54.742)
Variazione debiti finanziari correnti e non correnti
(54.552)
(54.577)
(66.146)
Flusso di cassa del capitale proprio
Altre variazioni delle disponibilità liquide (conguaglio scissione Taranto)
(85.045)
FLUSSO DI CASSA NETTO DEL PERIODO
(91.505)
33.922
(25)
85.045
7.093
(7.093)
36.384
127.889
31.12.2014
Var. ass.
90.961
49.962
Variazione dell'indebitamento finanziario netto
31.12.2012
154.810
(migliaia di euro)
Free cash flow
31.12.2013
40.999
Debiti e crediti finanziari società acquisite
Debiti e crediti finanziari società disinvestite
Differenze cambio su debiti e crediti finanziari e altre variazioni
(66.146)
88.664
(85.045)
7.093
VARIAZIONE DELL'INDEBITAMENTO FINANZIARIO NETTO
(36.953)
(7.093)
85.045
90.961
127.914
(a) Per la riconduzione allo schema obbligatorio v. il paragrafo "Riconduzione degli schemi di bilancio riclassificati utilizzati nella relazione sulla gestione a quelli obbligatori".
Nell’esercizio 2014 la società ha generato un free cash flow per 90.961 migliaia di euro risultante dalla
differenza tra la cassa generata dall’attività operativa per 156.151 migliaia di euro e quella impiegata per
gli investimenti per 65.190 migliaia di euro.
28
Andamento economico delle società partecipate
Nelle tabelle seguenti sono riportati il risultato operativo e il risultato netto delle principali società
partecipate.
Enipower Mantova S.p.A.
(migliaia di euro)
Var. ass.
31.12.2013
31.12.2014
Utile operativo
53.089
47.322
(5.767)
Utile netto
28.273
26.537
(1.736)
31.12.2013
31.12.2014
Utile operativo
38.280
37.599
(681)
Utile netto
18.014
19.310
1.296
Società Enipower Ferrara Srl
(migliaia di euro)
Var. ass.
Enipower Mantova S.p.A. è stata costituita nel luglio 2000. In data 1 gennaio 2006 la società ha ricevuto
in conferimento dalla controllante Enipower S.p.A. il ramo di azienda composto dalla Centrale
termoelettrica di Mantova. Le quote di partecipazione al capitale sociale sono suddivise tra la controllante
Enipower S.p.A. e T.E.A. S.p.A. che detengono rispettivamente l’86,5% e il 13,5% del capitale sociale. In
seguito all’affitto del ramo d’azienda di Enipower S.p.A. “Attività di commercializzazione, trading e risk
management”, a partire dall’1 gennaio 2007, eni è subentrata nel contratto di tolling in essere con
Enipower Mantova S.p.A, stipulato nel 2006.
Il risultato operativo conseguito nel 2014 è stato di 47.322 migliaia di euro e l’utile d’esercizio di 26.537
migliaia di euro. L’utile è in diminuzione rispetto all’esercizio precedente (-1.736 migliaia di euro). A
fronte di un peggioramento della performance operativa (-5.767 migliaia di euro), si registra un
miglioramento della gestione finanziaria (+264 migliaia di euro) e minori imposte di competenza
dell’esercizio (+3.767 migliaia di euro).
Il 51% di Società Elettrica Ferrara S.r.l. è stato acquisito nel 2002. Il 49% è detenuto da AXPO
International S.A. Nel 2008 la società ha completato la costruzione della nuova centrale a ciclo combinato
e nel luglio 2011 ha sottoscritto un contratto di tolling con eni spa.
Il risultato operativo conseguito nel 2014 è stato di 37.599 migliaia di euro. L’utile d’esercizio è di 19.310
migliaia di euro in aumento di 1.296 migliaia di euro rispetto all’esercizio precedente. A fronte di un
peggioramento della performance operativa (-681 migliaia di euro), si registra un miglioramento della
gestione finanziaria (+603 migliaia di euro) e minori imposte di competenza dell’esercizio (+1.374
migliaia di euro).
Come rappresentato nel bilancio 2013 le società controllate Enipower Mantova S.p.A. e SEF s.r.l. hanno
ricevuto richiesta da eni di modificare il corrispettivo di Conto Lavorazione.
Enipower Mantova si è dichiarata disponibile ad un confronto e, con lettera datata 1 dicembre 2014, ha
chiesto a eni di posticipare il suo diritto potestativo di opzione di rinnovo contrattuale rispetto alla
scadenza prevista del 31 dicembre 2014. In data 2 dicembre 2014 eni ha accolto tale richiesta
posticipando il termine di esercizio del suddetto diritto al 30 giugno 2015.
La società SEF sta ancora analizzando la richiesta di eni.
29
Fattori di rischio e incertezza
I rischi d’impresa, identificati, monitorati e, per quanto di seguito specificato, gestiti da Enipower, sono
principalmente i seguenti:
(i)
rischi finanziari:
• rischio di mercato derivante dalle variazioni nei prezzi;
• rischio tasso di interesse associato alla fluttuazione dei tassi che influiscono sul valore
di mercato delle attività e passività finanziarie e sul livello degli oneri finanziari netti;
• rischio di credito rappresentato dall’esposizione dell’impresa a potenziali perdite
derivanti dal mancato adempimento delle obbligazioni assunte dalle controparti;
• rischio di liquidità derivante dalla mancanza di risorse finanziarie per far fronte agli
impegni a breve termine;
(ii)
rischio industriale;
(iii)
rischio in materia di salute, sicurezza e ambiente;
(iv)
rischio connesso al quadro normativo e regolatorio.
I rischi finanziari sono gestiti sulla base di linee guida emanate a livello eni finalizzate a uniformare e
coordinare le politiche di Gruppo (“Linee Guida in materia di gestione e controllo dei rischi finanziari”) e
sono descritti nelle Note al bilancio.
Di seguito sono analizzati il rischio industriale, il rischio in materia di salute, sicurezza e ambiente e il
rischio connesso al quadro normativo e regolatorio.
Rischio industriale
Nell’ambito dei rischi d’impresa, Enipower è sottoposta al rischio derivante da possibili danni e guasti ai
propri impianti. La responsabilità dell’esercizio e della corretta manutenzione degli impianti è operata in
modo da assicurare gli ammodernamenti e gli interventi necessari per garantire sia l’affidabilità che la
massima efficienza produttiva. La salvaguardia degli impianti si basa su piani di manutenzione
programmata e di revisione periodica degli stessi. L’efficacia e la qualità di tali piani è garantita da
contratti di servizio a lungo termine stipulati con le imprese costruttrici.
In aggiunta al rischio d’interruzione dell’operatività degli impianti, associato a fermate non programmate
o accidentalità, si segnala il rischio di possibile spiazzamento associato all’evoluzione del progresso
tecnico, che renderebbe tecnologicamente obsoleti gli impianti della società.
Al fine di mitigare i rischi derivanti dall’indisponibilità e interruzione degli impianti è svolta, a livello
preventivo, un’attività di studio e analisi degli interventi di manutenzione finalizzata al miglioramento
dell’affidabilità, dell’efficienza e della flessibilità degli impianti. In aggiunta è stata adottata una politica
assicurativa volta a mitigare sia i danni causati da eventuali guasti, che quelli derivanti da un’interruzione
delle attività.
Per quanto riguarda il rischio di possibile spiazzamento associato all’evoluzione del progresso tecnico, al
fine di mitigarlo è stata istituita un’apposita unità organizzativa presso le competenti funzioni di eni
responsabile del monitoraggio dello sviluppo tecnologico e delle nuove applicazioni in ambito industriale.
30
Rischio in materia di salute, sicurezza e ambiente
Le attività industriali svolte da Enipower sono soggette al rispetto delle norme e dei regolamenti a tutela
della salute, della sicurezza e dell’ambiente vigenti all’interno del territorio italiano, comprese le leggi che
adottano protocolli o convenzioni internazionali. Gli oneri e i costi associati alle necessarie azioni da
mettere in atto per adempiere a tali obblighi costituiscono una voce di costo significativa. La violazione
delle norme vigenti comporta sanzioni di natura penale e/o civile a carico dei responsabili e, in specifici
casi di violazione della normativa sulla salute, sulla sicurezza e sull’ambiente, sanzioni a carico della
società, in base a quanto previsto dal modello europeo di responsabilità dell’impresa recepito
integralmente anche in Italia con il D.Lgs. 121/11. Tale decreto estende la disciplina della responsabilità
amministrativa delle società ai reati in materia ambientale. Per la tutela dell’ambiente, le norme
prevedono il controllo e il rispetto dei limiti di emissione di sostanze inquinanti in aria, acqua e suolo e la
corretta gestione dei rifiuti prodotti, oltre alla conservazione degli habitat, imponendo ai gestori
prescrizioni sempre più rigorose e stringenti in termini di misure di prevenzione e riduzione
dell’inquinamento.
Per quanto riguarda la tutela della salute e della sicurezza nei luoghi di lavoro, la normativa italiana ha
enfatizzato il valore di modelli organizzativi e di gestione del personale. La società ha adottato sistemi di
gestione che tengono conto delle specificità dei siti produttivi e delle attività ivi svolte, e della costante
evoluzione dei processi aziendali. Per l’analisi delle attività della società inerenti la gestione di tale
tipologia di rischio si rinvia al precedente paragrafo “Salute, sicurezza, ambiente e qualità”.
Rischio connesso al quadro normativo e regolatorio
La società opera in un settore soggetto a un ingente quadro di norme nonchè ad una intensa attività
regolamentare. La gestione aziendale risulta, quindi, condizionata dalla costante evoluzione, ma non
sempre prevedibile, del contesto normativo e regolamentare di riferimento. La società in collaborazione
con eni si è dotata di un presidio di monitoraggio e sviluppa un costruttivo dialogo con le istituzioni e con
gli organismi deputati al governo del settore energetico.
La società partecipa, inoltre, attivamente alle associazioni di categoria e ai relativi gruppi di lavoro. Per
un’analisi dell’evoluzione del quadro normativo, si rinvia al paragrafo “Evoluzione del quadro normativo”.
31
Evoluzione prevedibile della gestione
La società prosegue nell’attività di generazione elettrica in regime di Conto Lavorazione per eni, ponendo
sempre più attenzione ai temi legati alla salute, sicurezza e ambiente. La gestione continua ad essere
finalizzata all’efficacia e all’efficienza operativa degli impianti migliorandone l’affidabilità e la flessibilità.
Nei piani di sviluppo della società si prevedono, in particolare, la conclusione delle attività di revamping
della centrale di Bolgiano e la futura realizzazione di una nuova caldaia nel sito di Brindisi per
incrementare l’affidabilità e la flessibilità della produzione di vapore ed energia elettrica nel sito
petrolchimico di Brindisi.
32
Altre informazioni
Rapporti con le parti correlate
La società è controllata da eni spa e le operazioni compiute con le parti correlate riguardano
essenzialmente lo scambio di beni, la prestazione di servizi, la provvista e l’impiego di mezzi finanziari
con la controllante e le sue imprese controllate e collegate nonché, con le proprie imprese controllate.
Tutte le operazioni fanno parte dell’ordinaria gestione, sono regolate generalmente e laddove applicabile
a condizioni di mercato, cioè alle condizioni che si sarebbero applicate fra due parti indipendenti e sono
state compiute nell’interesse dell’impresa. In particolare, gli scambi più rilevanti riguardano i contratti di
conto lavorazione stipulati con la controllante e con EniServizi S.p.A., i cui corrispettivi annui sono
determinati prevedendo la remunerazione del capitale investito e il recupero dei costi operativi.
La società riceve anche servizi industriali nei propri siti dalla stessa controllante e da Versalis S.p.A., i cui
rapporti sono regolati da contratti che contengono tariffe differenziate in relazione ai servizi utilizzati. La
società somministra energia elettrica e vapore ad eni spa e a Versalis S.p.A, sempre in base a contratti
con prezzi determinati in base ad oggettivi parametri di mercato. Inoltre Enipower fornisce servizi
manageriali alle proprie controllate a fronte di appositi contratti, i cui corrispettivi annui sono determinati
annualmente commisurandoli al costo del lavoro medio delle risorse equivalenti dedicate all’attività, a cui
si aggiungono i costi indiretti e una congrua remunerazione.
La società detiene, oltre alle partecipazioni nelle due società controllate sopra descritte, partecipazioni
nelle società collegate Termica Milazzo S.r.l., Ravenna Servizi Industriali S.c.p.a., Brindisi Servizi Generali
S.c.a.r.l., e nella società Distretto Tecnologico Nazionale sull’Energia S.c.a.r.l.
Azioni proprie e di società controllanti
In ottemperanza a quanto disposto dall’Articolo 2428, comma 2, n. 3) del codice civile, si attesta che la
società non detiene e non ha detenuto nel corso del 2014, né è stata autorizzata dalla relativa Assemblea
ad acquistare azioni proprie o azioni della controllante eni, neanche tramite società fiduciaria o interposta
persona.
Obblighi ai sensi della deliberazione 11/07 dell’Autorità per l’Energia Elettrica, il Gas
e il Sistema Idrico
La società svolge attività di produzione di energia elettrica e altre attività, ed è, quindi, soggetta agli
obblighi di separazione contabile e amministrativa previsti dalla deliberazione n. 11/07 dell’Autorità per
l’Energia Elettrica, il Gas e il Sistema Idrico.
33
Sedi secondarie
In ottemperanza a quanto disposto dall’articolo 2428, quarto comma del codice civile, si attesta che al 31
dicembre 2014 la società non ha sedi secondarie, ma ha le seguenti unità locali:
- Via F. Maritano, 24 – San Donato Milanese (MI) – stabilimento
- Via A. Andrea, 6 – Nettuno - stabilimento
- Via Taliercio, 14 – Mantova – ufficio commerciale
- Via E. Fermi, 4 – Brindisi – stabilimento
- Via Aurelia, 7 – Collesalvetti (LI) – stabilimento
- Via Baiona, 107/111 – Ravenna – stabilimento
- Strada della Corradina – Ferrera Erbognone (PV) – stabilimento
- Piazzale G. Donegani, 12- Ferrara (FE) – ufficio
- Via P. Di Dono, 23 - Roma- ufficio commerciale
Fatti di rilievo avvenuti dopo la chiusura dell’esercizio
Non vi sono eventi da segnalare avvenuti dopo la chiusura dell’esercizio.
34
Riconduzione degli schemi di bilancio riclassificati utilizzati nella
relazione sulla gestione a quelli obbligatori
(migliaia di euro)
31 dicembre 2013
Voci dello stato patrimoniale riclassificato
Valori da
schema
legale
(dove non espressamente indicato, la componente è ottenuta
direttamente dallo schema legale)
Valori da
schema
riclassificato
31 dicembre 2014
Valori da
schema
legale
Valori da
schema
riclassificato
Partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto
e Altre partecipazioni
987.941
965.945
1.381
606
209.327
209.327
(17.267)
(37.520)
Crediti finanziari e Titoli strumentali all'attività operativa
Debiti netti relativi all'attività di investimento, composti da:
- crediti relativi all'attività di investimento/disinvestimento
- debiti per attività di investimento
(17.267)
(37.520)
1.181.382
Totale Capitale immobilizzato
1.138.358
Rimanenze
Crediti commerciali
Debiti commerciali
Debiti tributari e fondo imposte netto, composti da:
- passività per imposte sul reddito correnti
- passività per altre imposte correnti
- passività per imposte differite
- attività per imposte sul reddito non correnti
- attività per imposte sul reddito correnti
- attività per altre imposte correnti
- attività per imposte anticipate
(193.701)
127.423
(149.205)
75.291
(9.337)
(2.582)
(52.651)
2.703
10.156
195
157.750
126.807
(244.678)
Altre attività (passività), composte da:
- altre attività (correnti)
- altri crediti e altre attività
- acconti e anticipi, altri debiti
- altre passività (correnti)
- altri debiti, altre passività
Totale Capitale di esercizio netto
16.851
384.812
(1.825)
(63.425)
2.664
32.010
249
Fondi per rischi ed oneri
- altri crediti
21.521
361.686
(237.449)
(6.544)
(7.511)
10.644
5.856
7.342
1
(8.959)
(6.298)
(9.274)
1.067
5.280
(8.507)
(430)
(10.777)
65.707
82.789
(5.999)
(6.760)
CAPITALE INVESTITO NETTO
1.241.090
1.214.387
Patrimonio netto comprese le interessenze di terzi
1.055.583
1.119.841
Debiti finanziari e obbligazioni, composti da:
- passività finanziarie a lungo termine
- quote a breve di passività finanziarie a lungo termine
218.253
163.676
163.636
109.091
54.617
54.585
a dedurre:
Crediti finanziari non strumentali all'attività operativa
Totale Indebitamento finanziario netto
COPERTURE
(32.656)
(69.040)
(90)
(90)
185.507
94.546
1.241.090
1.214.387
35
2013
Voci del Rendiconto Finanziario Riclassificato e
confluenze/riclassifiche delle voci dello schema legale
Valori da
schema legale
2014
Valori da
schema
riclassificato
Valori da
schema legale
Valori da
schema
riclassificato
(migliaia di euro)
Utile netto
(49.619)
64.887
Rettifiche per ricondurre l'utile al flusso di cassa da attività operativa:
Ammortamenti e altri componenti non monetari
- ammortamenti
- svalutazioni nette di attività materiali e immateriali
- effetto valutazione con il metodo del patrimonio netto
- altre variazioni
- variazione fondo per benefici ai dipendenti
334.479
95.615
13.822
(136)
6
29
Plusvalenze nette su cessioni di attività
Dividendi, interessi e imposte
- dividendi
109.472
113.223
221.392
1.535
81
(43.722)
46.127
(22.743)
(16.193)
- interessi attivi
(463)
(469)
- interessi passivi
1.944
1.403
- imposte sul reddito
(22.460)
Variazione del capitale di esercizio
- rimanenze
- crediti commerciali e diversi
61.386
44.083
(75.995)
3.419
4.670
(25.497)
(23.126)
- debiti commerciali
27.959
(44.496)
- fondi per rischi e oneri
21.930
7.229
- altre attività e passività
16.272
(20.272)
Dividendi incassati, imposte pagate, interessi (pagati) incassati
- dividendi incassati
- interessi incassati
- interessi pagati
- imposte sul reddito pagate al netto dei crediti d'imposta rimborsati
(114.099)
27.573
11.579
22.439
293
411
(2.131)
(1.364)
(139.834)
(9.907)
172.657
156.151
(98.881)
(85.348)
- attività materiali
- attività immateriali
Investimenti in partecipazioni, imprese consolidate e rami d'azienda
- partecipazioni
- imprese entrate nell'area di consolidamento e rami d'azienda
Dismissioni
- imprese uscite dall'area di consolidamento e rami d'azienda
- partecipazioni
Altre variazioni relative all'attività di investimento
- variazione debiti e crediti relativi all'attività di investimento e
imputazione di ammortamenti all'attivo patrimoniale
- variazione debiti e crediti relativi all'attività di disinvestimento
(98.875)
(6)
80
80
36
(95)
(95)
(32.857)
(32.857)
Free cash flow
Investimenti e disinvestimenti relativi all'attività di finanziamento
Variazione debiti finanziari correnti e non correnti
- assunzione debiti finanziari non correnti
- rimborsi di debiti finanziari non correnti
- incremento (decremento) di debiti finanziari correnti
- dividendi pagati
- acquisto di quote di partecipazioni in imprese consolidate
Flusso di cassa netto del periodo
(85.348)
20.253
20.253
40.999
90.961
(54.552)
(54.577)
(54.552)
(54.545)
(32)
(85.045)
(85.045)
7.093
(91.505)
36.384
Enipower Bilancio di esercizio 2014 / Schemi
Bilancio 2014
37
Enipower Bilancio di esercizio 2014/ Schemi
Stato patrimoniale
31.12.2013
(in euro)
Note
Totale
31.12.2014
di cui verso
parti correlate
Totale
di cui verso parti
correlate
ATTIVITA'
Attività correnti
(6)
32.656.290
32.653.609
69.039.729
69.025.775
Crediti commerciali e altri crediti
(7)
393.154.138
380.837.895
390.667.685
378.588.343
Rimanenze
(8)
21.520.671
16.851.207
Attività per imposte sul reddito correnti
(9)
11.185.143
10.156.464
Attività per altre imposte correnti
(10)
248.866
Altre attività correnti
(11)
7.342.299
195.472
7.341.826
1.067.225
466.107.407
487.977.782
965.944.781
1.067.225
Attività non correnti
(12)
987.940.933
(13)
1.381.344
605.876
Partecipazioni in imprese controllate, collegate e a controllo congiunto
(14)
209.183.991
209.183.991
142.866
Altre partecipazioni
(15)
142.866
Altre attività finanziarie
(16)
90.000
90.000
Attività per imposte anticipate
(17)
94.324.937
74.155.289
Altre attività non correnti
(18)
TOTALE ATTIVITA'
2.665.793
2.290.353
7.982.658
1.295.729.864
1.258.105.461
1.761.837.271
1.746.083.243
7.600.926
PASSIVITA' E PATRIMONIO NETTO
Passività correnti
Passività finanziarie a breve termine
36
Quote a breve di passività finanziarie a lungo termine
(22)
54.616.921
54.616.921
54.584.873
54.584.873
Debiti commerciali e altri debiti
(19)
220.888.634
185.319.036
206.225.640
165.436.466
8.533
430.455
Passività per imposte sul reddito correnti
Passività per altre imposte correnti
(20)
863.670
Altre passività correnti
(21)
6.298.082
924.762
282.667.343
8.533
262.165.730
Passività non correnti
Passività finanziarie a lungo termine
(22)
163.636.364
(23)
244.677.929
(24)
5.998.552
Altre passività non correnti
(25)
9.274.402
TOTALE PASSIVITA'
PATRIMONIO NETTO
Capitale sociale
Riserva sovrapprezzo azioni
163.636.364
109.090.909
6.760.079
8.374.402
10.777.017
423.587.247
364.076.511
706.254.590
626.242.241
944.947.849
944.947.849
(26)
2.329.765
2.329.765
Riserva legale
40.647.637
40.647.637
Altre riserve
32.425.487
31.797.100
Utili portati a nuovo
84.850.957
35.231.943
(49.619.014)
64.886.708
Utile/Perdita dell'esercizio
TOTALE PATRIMONIO NETTO
1.055.582.681
1.119.841.002
TOTALE PASSIVITA' E PATRIMONIO NETTO
1.761.837.271
1.746.083.243
38
109.090.909
237.448.506
5.651.152
Conto economico
2013
(in euro)
Note
RICAVI
(28)
962.809.637
Totale ricavi
COSTI OPERATIVI
Totale
2014
di cui verso
parti correlate
888.811.830
Totale
862.793.805
Costo lavoro
19.437.224
17.231.252
18.876.381
16.857.504
982.246.861
906.043.082
881.670.186
813.800.112
706.632.972
627.137.809
628.178.796
601.502.269
34.177.119
516.330
31.440.977
1.056.420
AMMORTAMENTI E SVALUTAZIONI
334.615.157
109.437.023
UTILE OPERATIVO
(93.178.387)
112.613.391
(30)
Proventi finanziari
Oneri finanziari
Strumenti derivati
PROVENTI (ONERI) SU PARTECIPAZIONI
UTILE ANTE IMPOSTE
Imposte sul reddito
595.243
419.974
468.893
329.290
(2.362.185)
(1.950.431)
(1.848.238)
1.500.058
122.892
122.892
(1.153.567)
1.153.567
(1.644.050)
(1.407.565)
(2.532.912)
2.982.915
22.743.414
22.743.414
16.192.800
16.192.800
(31)
- Altri proventi (oneri) su partecipazioni
Utile/Perdita netta
796.942.608
(29)
Acquisti, prestazioni di servizi e costi diversi
PROVENTI (ONERI) FINANZIARI
di cui verso
parti correlate
(32)
16.192.800
22.743.414
(72.079.023)
126.273.279
22.460.009
(61.386.571)
(49.619.014)
64.886.708
39
Prospetto dell’utile complessivo
(migliaia di euro)
note
Utile/Perdita netta dell'esercizio
2013
2014
(49.619)
64.887
(647)
Altre componenti dell'utile/Perdita complessiva:
- Rivalutazioni di piani a benefici definiti per i dipendenti
(26)
153
- Effetto fiscale
(26)
(56)
18
97
(629)
(49.522)
64.258
Totale altre componenti dell'utile complesssivo
Totale utile/perdita complessivo dell'esercizio
40
Prospetto delle variazioni nelle voci di patrimonio netto
47.331
944.948 36.790
2.330
19
47.331
5.066
(701)
4.365
96.340
267
96.607
Perdita dell'esercizio
Operazioni con gli azionisti:
Destinazione utile
Aumento del capitale sociale
Attribuzione dividendo
77.147 1.209.971
(434)
77.147 1.209.537
(49.619)
Altre componenti dell'utile complessivo:
IAS 19 OCI 2013
Totale perdita complessiva esercizio 2013
97
97
3.858
Totale
19
Utile dell'esercizio
Riserva facoltativa
2.330
Utili relativi a esercizi
precedenti
Riserva es art.13 Dlgs 124/93
944.948 36.790
Altre riserve
Saldi al 31 dicembre 2012
Modifiche criteri contabili
Saldi al 31 dicembre 2012 rettificati
Capitale sociale
(migliaia di euro)
Riserva legale
Patrimonio netto di Enipower S.p.A.
(49.619)
97
97
(3.858)
(11.756) (73.289)
(85.045)
41
segue
47.331
944.948 36.790
2.330
19
47.331
5.066
(701)
4.365
96.340
267
96.607
Perdita dell'esercizio
Destinazione utile
97
97
3.858
42
97
97
(11.756) (73.289)
944.948 40.648
2.330
19
47.331
4.462
(19.387)
944.948 40.648
(49.619)
(3.858)
Altri movimenti di patrimonio netto:
Costo stock option
Altre variazioni
77.147 1.209.971
(434)
77.147 1.209.537
(49.619)
IAS 19 OCI 2013
Totale
19
Riserva facoltativa
2.330
Utili relativi a esercizi
precedenti
Riserva es art.13 Dlgs 124/93
944.948 36.790
Altre riserve
Capitale sociale
(migliaia di euro)
Riserva legale
2.330
19
27.944
(85.045)
84.851 (49.619) 1.124.589
(19.387)
4.462
84.851 (49.619) 1.055.583
segue
Riserva es art.13 Dlgs
124/93
Riserva facoltativa
Altre riserve
2.330
19
27.944
4.462
84.851 (49.619) 1.055.583
944.948 40.648
2.330
19
27.944
4.462
84.851 (49.619) 1.055.583
64.887
IAS 19 OCI 2014
(629)
(629)
Destinazione utile /perdita
Totale
Riserva sovrapprezzo
azioni
944.948 40.648
Utili/perdite relativi a
esercizi
precedenti
Riserva legale
Capitale sociale
(migliaia di euro)
Utile/perdita dell'esercizio
64.887
(629)
(629)
(49.619)
49.619
944.948 40.648
2.330
19
27.944
3.833
35.232
64.887 1.119.841
944.948 40.648
2.330
19
27.944
3.833
35.232
64.887 1.119.841
Altri movimenti di patrimonio netto:
Costo stock option
Altre variazioni
43
Rendiconto finanziario
(migliaia di euro)
Note
Utile / Perdita netto
2013
2014
(49.619)
64.887
Rettifiche per ricondurre l'utile netto al flusso di cassa da attività operative:
Ammortamenti
(29)
113.223
95.615
Svalutazioni nette di attività materiali e immateriali
(29)
221.392
13.822
1.535
81
(31)
(22.743)
(16.193)
Plusvalenze nette su cessioni di attività
Dividendi
Interessi attivi
(463)
(469)
Interessi passivi
1.944
1.403
(22.460)
61.386
44.083
(75.995)
Imposte sul reddito
(32)
Altre variazioni
6
Variazioni del capitale di esercizio:
- rimanenze
- crediti commerciali
3.419
4.670
(25.497)
(23.126)
(44.496)
- debiti commerciali
27.959
21.930
7.229
- altre attività e passività
16.272
(20.272)
Flusso di cassa del capitale di esercizio
44.083
(75.995)
Variazione fondo per benefici ai dipendenti
Dividendi incassati
Interessi incassati
Interessi pagati
Imposte sul reddito pagate al netto dei crediti d'imposta rimborsati
(136)
29
27.573
22.439
293
411
(2.131)
(1.364)
(139.834)
(9.907)
172.657
156.151
(33)
242.817
188.463
(12)
(98.875)
(85.348)
(13)
(6)
- di cui verso parti correlate
Investimenti:
- imprese entrate nell'area di consolidamento e rami d'azienda
- partecipazioni
- variazione debiti e crediti relativi all’attività di investimento e imputazione di
ammortamenti all’attivo patrimoniale
(14)
Flusso di cassa degli investimenti
(32.857)
20.253
(131.738)
(65.095)
80
(95)
Disinvestimenti:
- imprese uscite dall’area di consolidamento e rami d’azienda
- partecipazioni
- variazione debiti e crediti relativi all’attività di disinvestimento
Flusso di cassa dei disinvestimenti
Flusso di cassa netto da attività di investimento
-di cui verso parti correlate
(33)
Rimborso di debiti finanziari a lungo termine
80
(95)
(131.658)
(65.190)
(46.099)
(15.778)
(54.552)
(54.545)
Incremento (Decremento) di debiti finanziari correnti
(32)
Dividendi pagati
(85.045)
Flusso di cassa netto da attività di finanziamento
-di cui verso parti correlate
(33)
(139.597)
(54.577)
(139.597)
(54.577)
7.093
Flusso di cassa netto del periodo
(91.505)
36.384
Disponibilità liquide ed equivalenti ad inizio esercizio
124.161
32.656
32.656
69.040
Disponibilità liquide ed equivalenti a fine esercizio
44
Enipower Bilancio di esercizio 2014 / Note al bilancio
Note al bilancio
1
Criteri di redazione
Il bilancio di esercizio è redatto secondo gli International Financial Reporting Standards (nel seguito “IFRS”
o “principi contabili internazionali”) emanati dall’International Accounting Standards Board (IASB) e adottati
dalla Commissione Europea secondo la procedura di cui all’art. 6 del Regolamento (CE) n. 1606/2002 del
Parlamento Europeo e del Consiglio del 19 luglio 2002.
I principi contabili internazionali utilizzati ai fini della redazione del bilancio di esercizio sono
sostanzialmente coincidenti con quelli emanati dallo IASB in vigore per l’esercizio 2014 in quanto le attuali
differenze tra gli IFRS omologati dalla Commissione Europea e quelli emessi dallo IASB riguardano
fattispecie non presenti nella realtà di Enipower S.p.A.
Enipower S.p.A. si avvale della facoltà di non redigere il bilancio consolidato secondo gli IFRS prevista dallo
IAS 27 “Bilancio consolidato e separato” sussistendo i requisiti stabili per l’adozione all’esenzione; le
partecipazioni in imprese controllate, controllate congiuntamente e collegate sono incluse nel bilancio
consolidato eni redatto da eni spa conformemente agli IFRS. Il bilancio consolidato eni è disponibile presso
la sede legale di eni spa, Piazzale E. Mattei – 00142 Roma, nonché sul sito internet www.eni.com
Il bilancio è stato redatto applicando il metodo del costo storico, tenuto conto ove appropriato delle
rettifiche di valore, con l’eccezione delle voci di bilancio che secondo gli IFRS devono essere rilevate al fair
value, come indicato nei criteri di valutazione.
Il progetto di bilancio di esercizio al 31 dicembre 2014, approvato dal Consiglio di Amministrazione di
Enipower S.p.A. nella riunione del 3 marzo 2015, è sottoposto alla revisione contabile da parte della BDO
S.p.A.
Le informazioni a commento dello stato patrimoniale e del conto economico, tenuto conto della rilevanza
degli importi, sono espresse in migliaia di euro.
2
Criteri di valutazione
I criteri di valutazione più significativi adottati per la redazione del bilancio consolidato sono indicati nei
seguenti punti:
Attività correnti
Le disponibilità liquide ed equivalenti comprendono la cassa e i depositi a vista.
I crediti sono valutati secondo il metodo del costo ammortizzato (v. punto successivo attività finanziarie).
Le rimanenze, differenti dai lavori in corso su ordinazione, sono iscritte al minore tra il costo di acquisto o di
produzione e il valore netto di realizzo rappresentato dall’ammontare che l’impresa si attende di ottenere
dalla loro vendita nel normale svolgimento dell’attività. Il costo delle rimanenze è determinato applicando il
metodo del costo medio ponderato.
I lavori in corso su ordinazione sono valutati sulla base dei corrispettivi pattuiti in relazione allo stato di
avanzamento dei lavori determinato utilizzando il metodo del costo sostenuto (cost-to-cost). Gli acconti
versati dai committenti sono detratti dal valore delle rimanenze nei limiti dei corrispettivi maturati. la parte
eccedente il valore delle rimanenze è iscritta nelle passività. Le perdite sono rilevate interamente
nell’esercizio in cui sono considerate probabili.
45
Enipower Bilancio di esercizio 2014/ Note al bilancio
Attività materiali
Le attività materiali sono rilevate secondo il criterio del costo e iscritte al prezzo di acquisto o al costo di
produzione comprensivo dei costi accessori, di diretta imputazione, necessari a rendere le attività pronte
all’uso. Quando è necessario un periodo di tempo significativo affinché il bene sia pronto all’uso, il prezzo di
acquisto o il costo di produzione, include gli oneri finanziari sostenuti che teoricamente si sarebbero
risparmiati, nel periodo necessario a rendere il bene pronto all’uso, qualora l’investimento non fosse stato
realizzato.
In presenza di obbligazioni attuali per lo smantellamento, la rimozione delle attività e il ripristino dei siti, il
valore di iscrizione include i costi stimati (attualizzati) da sostenere al momento dell’abbandono delle
strutture. Tali valori sono rilevati in contropartita a uno specifico fondo. Il trattamento contabile delle
revisioni di stima di questi costi, del trascorrere del tempo e del tasso di attualizzazione è indicato al punto
“Fondi per rischi e oneri”.
Non è ammesso effettuare rivalutazioni delle attività materiali, neanche in applicazione di leggi specifiche.
I costi per migliorie, ammodernamento e trasformazione, aventi natura incrementativa delle attività
materiali, sono rilevati all’attivo patrimoniale quando è probabile che essi incrementino i benefici economici
futuri attesi dal bene.
Le attività materiali, a partire dal momento in cui inizia o avrebbe dovuto iniziare l’utilizzazione del bene,
sono ammortizzate sistematicamente a quote costanti lungo la loro vita utile intesa come la stima del
periodo in cui l’attività sarà utilizzata dall’impresa. Quando l’attività materiale è costituita da più componenti
significative aventi vite utili differenti, l’ammortamento è effettuato per ciascuna componente. Il valore da
ammortizzare è rappresentato dal valore d’iscrizione, ridotto del presumibile valore netto di cessione al
termine della sua vita utile, se significativo e ragionevolmente determinabile.
Non sono oggetto di ammortamento i terreni, anche se acquistati congiuntamente a un fabbricato, nonché
le attività materiali destinate alla vendita. Eventuali modifiche al piano di ammortamento, derivanti da
revisione della vita utile dell’attività, del valore residuo ovvero delle modalità di ottenimento dei benefici
economici dell’attività, sono rilevate prospetticamente.
I costi di sostituzione di componenti identificabili di beni complessi sono rilevati all’attivo patrimoniale e
ammortizzati lungo la loro vita utile; il valore di iscrizione residuo della componente oggetto di sostituzione
è rilevato a conto economico. Le spese di manutenzione e riparazione ordinarie sono rilevate a conto
economico nell’esercizio in cui sono sostenute.
Quando si verificano eventi che fanno presumere una riduzione del valore delle attività materiali, la loro
recuperabilità è verificata confrontando il valore di iscrizione con il relativo valore recuperabile
rappresentato dal maggiore tra il fair value, al netto degli oneri di dismissione e il valore d’uso.
Quest’ultimo è determinato attualizzando i flussi di cassa attesi derivanti dall’uso del bene e, se significativi,
e ragionevolmente determinabili, dalla sua cessione al termine della sua vita utile al netto degli oneri di
dismissione. I flussi di cassa attesi sono, a loro volta, determinati sulla base di assunzioni ragionevoli e
dimostrabili rappresentative della migliore stima delle future condizioni economiche che si verificheranno
nella residua vita utile del bene, dando maggiore rilevanza alle indicazioni provenienti dall’esterno.
L’attualizzazione è effettuata a un tasso che riflette le valutazioni correnti di mercato del valore temporale
del denaro e dei rischi specifici dell’attività non riflesse nelle stime dei flussi di cassa. In particolare il tasso
di sconto utilizzato è il Weighted Average Cost Of Capital (WACC). I WACC sono differenziati in funzione
della rischiosità espressa dai settori in cui opera l’attività. Per il settore in cui opera la società, tenuto conto
della sostanziale coincidenza della rischiosità con quella complessiva eni, è utilizzato il medesimo tasso di
sconto. Il valore d’uso è determinato al netto dell’effetto fiscale in quanto questo metodo produce valori
sostanzialmente equivalenti a quelli ottenibili attualizzando i flussi di cassa al lordo delle imposte ad un
tasso di sconto ante imposte derivato, in via iterativa, dal risultato della valutazione post imposte. La
46
valutazione è effettuata per singola attività o per il più piccolo insieme identificabile di attività che genera
flussi di cassa in entrata autonomi derivanti dall’utilizzo continuativo dei beni (c.d. cash generating unit).
Quando vengono meno i motivi delle svalutazioni effettuate, le attività sono rivalutate e la rettifica è rilevata
a conto economico come rivalutazione (ripristino di valore). La rivalutazione è effettuata al minore tra il
valore recuperabile e il valore d’iscrizione al lordo delle svalutazioni precedentemente effettuate e ridotto
delle quote di ammortamento che sarebbero state stanziate qualora non si fosse proceduto alla
svalutazione.
Le attività immateriali riguardano le attività prive di consistenza fisica identificabile, controllate dall’impresa
e in grado di produrre benefici economici futuri, nonché il goodwill quando acquisito a titolo oneroso.
L’identificabilità è definita con riferimento alla possibilità di distinguere l’attività immateriale acquisita dal
goodwill; tale requisito è soddisfatto, di norma, quando: (i) l’attività immateriale è riconducibile a un diritto
legale o contrattuale, oppure (ii) l’attività è separabile, ossia può essere ceduta, trasferita, data in affitto o
scambiata autonomamente oppure come parte integrante di altre attività. Il controllo dell’impresa consiste
nella potestà di usufruire dei benefici economici futuri derivanti dall’attività e nella possibilità di limitarne
l’accesso ad altri.
Le attività immateriali sono iscritte al costo determinato secondo i criteri indicati per le attività materiali.
Non è ammesso effettuare rivalutazioni, neanche in applicazione di leggi specifiche.
Le attività immateriali aventi vita utile definita sono ammortizzate sistematicamente lungo la loro vita utile
intesa come la stima del periodo in cui le attività saranno utilizzate dall’impresa; per il valore da
ammortizzare e la recuperabilità del valore di iscrizione valgono i criteri indicati al punto “Attività materiali”.
Il goodwill e le altre attività immateriali aventi vita utile indefinita non sono oggetto di ammortamento. La
recuperabilità del loro valore di iscrizione è verificata almeno annualmente e comunque quando si verificano
eventi che fanno presupporre una riduzione del valore. La verifica è effettuata a livello del più piccolo
aggregato sulla base del quale la Direzione Aziendale valuta, direttamente o indirettamente, il ritorno
dell’investimento che include il goodwill stesso. Quando il valore d’iscrizione della cash generating unit,
comprensivo del goodwill a essa attribuito e determinato tenendo conto delle eventuali svalutazioni degli
assets non correnti che fanno parte della cash generating unit, è superiore al valore recuperabile 4, la
differenza costituisce oggetto di svalutazione che viene attribuita in via prioritaria al goodwill fino a
concorrenza del suo ammontare. L’eventuale eccedenza della svalutazione rispetto al goodwill è imputata
pro quota al valore di libro degli asset che costituiscono la cash generating unit. Le svalutazioni del goodwill
non sono oggetto di ripristino di valore 5.
Contributi
I contributi in conto capitale sono rilevati quando esiste la ragionevole certezza che saranno realizzate le
condizioni previste dagli organi governativi concedenti per il loro ottenimento e sono rilevati a riduzione del
prezzo di acquisto o del costo di produzione delle attività cui si riferiscono.
Attività finanziarie
Partecipazioni
Le partecipazioni in imprese controllate, in joint venture e in imprese collegate sono valutate al costo di
acquisto. In presenza di obiettive evidenze di perdita di valore, (v. Attività correnti) la recuperabilità è
verificata confrontando il valore di iscrizione della partecipazione con il relativo valore recuperabile
rappresentato dal maggiore tra il fair value, al netto degli oneri di dismissione, e il valore d’uso. Il valore
d’uso è determinato generalmente, nei limiti della corrispondente frazione del patrimonio netto dell’impresa
partecipata desunto dal bilancio consolidato, attualizzando i flussi di cassa attesi dall’asset e, se significativi
e ragionevolmente determinabili, dalla sua cessione al netto degli oneri di dismissione. I flussi di cassa sono
4
5
Per la definizione di valore recuperabile vedi punto “Attività materiali”.
La svalutazione rilevata in un periodo infrannuale non è oggetto di storno anche nel caso in cui, sulla base delle condizioni esistenti in
un periodo infrannuale successivo, la svalutazione sarebbe stata minore ovvero non rilevata.
47
determinati sulla base di assunzioni ragionevoli e dimostrabili, rappresentative della migliore stima delle
future condizioni economiche, dando maggiore rilevanza alle indicazioni provenienti dall’esterno.
L’attualizzazione è effettuata ad un tasso che riflette le valutazioni correnti di mercato del valore temporale
del denaro e dei rischi specifici delle attività, non riflessi nelle stime dei flussi di cassa.
La quota di pertinenza della partecipante di eventuali perdite della partecipata eccedenti il valore di
iscrizione della partecipazione è rilevata in un apposito fondo nella misura in cui la partecipate è impegnata
ad adempiere a obbligazioni legali, o implicite della partecipata o comunque, a coprirne le perdite.
Quando vengono meno i motivi delle svalutazioni effettuate, le partecipazioni sono rivalutate nei limiti delle
svalutazioni effettuate con imputazione dell’effetto a conto economico alla voce “Altri proventi/oneri su
partecipazioni”.
La cessione di quote di partecipazione che comporta la perdita del controllo sulla partecipata, con
mantenimento di una partecipazione non di controllo, oppure la perdita del controllo congiunto o
dell’influenza notevole sulla partecipata, con mantenimento di una partecipazione minoritaria, determina la
rilevazione a conto economico: (i) dell’eventuale plusvalenza/minusvalenza calcolata come differenza tra il
corrispettivo ricevuto e la corrispondente frazione del valore d’iscrizione ceduta; e (ii) dell’effetto della
rivalutazione dell’eventuale partecipazione residua mantenuta per allinearla al relativo fair value. Il valore
dell’eventuale partecipazione mantenuta , allineato al relativo fair value alla data di perdita del controllo, del
controllo congiunto o dell’influenza notevole, rappresenta il nuovo valore di iscrizione e pertanto il valore di
riferimento per la successiva valutazione secondo i criteri di valutazione applicabili.
Le altre partecipazioni sono valutate al fair value con imputazione degli effetti alla riserva di patrimonio
netto afferente le altre componenti dell’utile complessivo; le variazioni del fair value rilevate nel patrimonio
netto sono imputate a conto economico all’atto della svalutazione o del realizzo. Quanto le partecipazioni
non sono quotate in un mercato regolamentato il fair value non può essere attendibilmente determinato, le
stesse sono valutate al costo rettificato per le perdite di valore; le perdite di valore non sono oggetto di
ripristino. 6
Crediti e attività finanziarie da mantenersi sino alla scadenza
I crediti e le attività finanziarie da mantenersi sino alla scadenza sono iscritti al costo rappresentato dal fair
value del corrispettivo iniziale dato in cambio, incrementato dei costi di transazione (es. commissioni,
consulenze, etc.). Il valore d’iscrizione iniziale è successivamente rettificato per tener conto dei rimborsi in
quota capitale, delle eventuali svalutazioni e dell’ammortamento della differenza tra il valore di rimborso e il
valore di iscrizione iniziale. L’ammortamento è effettuato sulla base del tasso di interesse interno effettivo
rappresentato dal tasso che rende uguali, al momento della rilevazione iniziale, il valore attuale dei flussi di
cassa attesi e il valore di iscrizione iniziale (c.d. metodo del costo ammortizzato).
In presenza di obiettive evidenze di perdita di valore, la svalutazione è determinata confrontando il relativo
valore di iscrizione con il valore attuale dei flussi di cassa attesi attualizzati al tasso di interesse effettivo
definito al momento della rilevazione iniziale.
I crediti e le attività finanziarie da mantenersi sino alla scadenza sono esposti al netto degli accantonamenti
effettuati al fondo svalutazione. Quando la riduzione di valore dell’attività è accertata, il fondo svalutazione
è utilizzato a fronte oneri, differentemente è utilizzato per esuberanza. Gli effetti economici della
valutazione al costo ammortizzato sono rilevati alla voce “Proventi (oneri) finanziari”.
Passività finanziarie
I debiti sono valutati con il metodo del costo ammortizzato (v. punto precedente “Attività finanziarie”).
6
La svalutazione rilevata in un periodo infrannuale non è oggetto di storno anche nel caso in cui, sulla base delle condizioni esistenti in un
periodo infrannuale successivo, la svalutazione sarebbe stata minore ovvero non rilevata.
48
I fondi per rischi e oneri riguardano costi e oneri di natura determinata e di esistenza certa o probabile che
alla data di chiusura dell’esercizio sono indeterminati nell’ammontare o nella data di sopravvenienza. Gli
accantonamenti sono rilevati quando: (i) è probabile l’esistenza di un’obbligazione attuale, legale o
implicita, derivante da un evento passato; (ii) è probabile che l’adempimento dell’obbligazione sia oneroso;
(iii) l’ammontare dell’obbligazione può essere stimato attendibilmente.
Gli accantonamenti sono iscritti al valore rappresentativo della migliore stima dell’ammontare che l’impresa
razionalmente pagherebbe per estinguere l’obbligazione ovvero per trasferirla a terzi alla data di chiusura
dell’esercizio. Quando l’effetto finanziario del tempo è significativo e le date di pagamento delle obbligazioni
sono attendibilmente stimabili, l’accantonamento è determinato attualizzando al tasso medio del debito
dell’impresa i flussi di cassa attesi determinati tenendo conto dei rischi associati all’obbligazione;
l’incremento del fondo connesso al trascorrere del tempo è rilevato a conto economico alla voce “Proventi
(oneri) finanziari”.
Quando la passività è relativa ad attività materiali (es. smantellamento e ripristino siti), il fondo è rilevato in
contropartita all’attività a cui si riferisce. L’imputazione a conto economico avviene attraverso il processo di
ammortamento.
I fondi sono periodicamente aggiornati per riflettere le variazioni delle stime dei costi, dei tempi di
realizzazione e del tasso di attualizzazione. Le revisioni di stima sono imputate alla medesima voce di conto
economico che ha precedentemente accolto l’accantonamento ovvero, quando la passività è relativa ad
attività materiali (es. smantellamento e ripristino siti), le variazioni di stima del fondo sono rilevate in
contropartita all’attività a cui si riferiscono nei limiti dei valori di iscrizione; l’eventuale eccedenza è rilevata
a conto economico.
I benefici successivi al rapporto di lavoro sono definiti sulla base di programmi, ancorché non formalizzati,
che in funzione delle loro caratteristiche sono distinti in programmi “a contributi definiti” e programmi “a
benefici definiti”. Nei programmi a contributi definiti l’obbligazione dell’impresa, limitata al versamento dei
contributi allo Stato ovvero a un patrimonio o a un’entità giuridicamente distinta (c.d. fondo), è determinata
sulla base dei contributi dovuti.
La passività relativa ai programmi a benefici definiti, al netto delle eventuali attività al servizio del piano, è
determinata sulla base di ipotesi attuariali ed è rilevata per competenza coerentemente al periodo lavorativo
necessario all’ottenimento dei benefici.
Gli interessi netti (cd. net interest) includono la componente di rendimento delle attività al servizio del piano
e del costo per interessi da rilevare a conto economico.
Il net interest è determinato applicando alle passività, al netto delle eventuali attività al servizio del piano, il
tasso di sconto definito per le passività; il net interest di piani a benefici definiti è rilevato tra i “Proventi
(oneri) finanziari”.
Per i piani a benefici definiti sono rilevate nel prospetto dell’utile complessivo le variazioni di valore della
passività netta (cd rivalutazioni) derivanti da utili (perdite) attuariali, conseguenti a variazioni delle ipotesi
attuariali utilizzate o a rettifiche basate sull’esperienza passata, e dal rendimento delle attività al servizio del
piano differente dalla componente inclusa nel net interest. In presenza di attività nette sono inoltre rilevate
nel prospetto dell’utile complessivo le variazioni di valore differenti dalla componente inclusa nel net
interest.
Le obbligazioni relative a benefici a lungo termine sono determinate adottando ipotesi attuariali; gli effetti
derivanti dalle rivalutazioni sono rilevati interamente a conto economico.
49
Ricavi e costi
I ricavi delle vendite e delle prestazioni di servizi sono rilevati al momento dell’effettivo trasferimento dei
rischi e dei vantaggi rilevanti tipici della proprietà o al compimento della prestazione.
I ricavi derivanti dalla vendita dei prodotti sono riconosciuti al momento della spedizione quando a quella
data i rischi di perdita sono trasferiti all’acquirente.
Gli stanziamenti di ricavi associati a servizi parzialmente resi sono rilevati per il corrispettivo maturato,
sempreché sia possibile determinarne attendibilmente lo stadio di completamento e non sussistano
incertezze di rilievo sull’ammontare e sull’esistenza del ricavo e dei relativi costi; diversamente sono rilevati
nei limiti dei costi sostenuti recuperabili.
I corrispettivi maturati nell’esercizio, relativi ai lavori in corso su ordinazione sono iscritti sulla base dei
corrispettivi pattuiti in relazione allo stato di avanzamento dei lavori determinato utilizzando il metodo del
costo sostenuto (cost-to-cost).
Le richieste di corrispettivi aggiuntivi derivanti da modifiche ai lavori previsti contrattualmente si
considerano nell’ammontare complessivo dei corrispettivi quando è probabile che il committente approverà
le varianti e il relativo prezzo. Le altre richieste (claims), derivanti ad esempio da maggiori oneri sostenuti
per cause imputabili al committente, si considerano nell’ammontare complessivo dei corrispettivi solo
quando è probabile che la controparte le accetti.
I ricavi sono iscritti al netto di resi, sconti, abbuoni e premi, nonché delle imposte ad essi direttamente
connesse.
I costi sono iscritti quando associati a beni e servizi venduti o consumati nell’esercizio o per ripartizione
sistematica, ovvero, quando non è possibile identificare l’utilità futura degli stessi.
I costi relativi alle quote di emissione, determinati sulla base dei prezzi di mercato, sono rilevati
limitatamente alla quota di emissioni di anidride carbonica eccedenti le quote assegnate. I costi relativi
all’acquisto di diritti di emissione sono capitalizzati e rilevati tra le attività immateriali al netto dell’eventuale
saldo negativo tra emissioni effettuate e quote assegnate. I proventi relativi alle quote di emissione sono
rilevati all'atto del realizzo attraverso la cessione. In caso di cessione, ove presenti, si ritengono venduti per
primi i diritti di emissione acquistati.
I canoni relativi a leasing operativi sono imputati a conto economico lungo la durata del contratto.
Differenze cambio
I ricavi e i costi relativi a operazioni in valuta diversa da quella funzionale sono iscritti al cambio corrente del
giorno in cui l’operazione è compiuta.
Le attività e passività monetarie in valuta diversa da quella funzionale sono in essa convertite applicando il
cambio corrente alla data di chiusura dell’esercizio di riferimento con imputazione dell’effetto a conto
economico.
Dividendi
I dividendi sono rilevati alla data di assunzione della delibera da parte dell’assemblea, salvo quando sia
ragionevolmente certa la cessione delle azioni prima dello stacco della cedola. I dividendi deliberati da
società controllate, collegate o controllate congiuntamente sono imputati a conto economico anche nel caso
in cui derivino dalla distribuzione di riserve di utili generatesi precedentemente all’acquisizione della
partecipazione. La distribuzione di tali riserve di utili rappresenta un evento che fa presumere una perdita di
valore e, pertanto, comporta la necessità di verificare la recuperabilità del valore d’iscrizione della
partecipazione.
50
Imposte sul reddito
A partire dall’esercizio 2004 la società, congiuntamente a eni, ha esercitato l’opzione per il regime fiscale del
consolidato fiscale nazionale, che consente di determinare l’Ires su una base imponibile corrispondente alla
somma algebrica degli imponibili positivi e/o negativi delle singole società che partecipano al consolidato.
I rapporti economici, oltre che le responsabilità e gli obblighi reciproci, fra eni e le altre società del Gruppo
che hanno aderito al consolidato fiscale sono definiti nel “Regolamento di partecipazione al regime di
tassazione del consolidato fiscale nazionale per le società del Gruppo Eni”, secondo il quale:
i. le società controllate con imponibile positivo trasferiscono a eni le risorse finanziarie
corrispondenti alla maggiore imposta da questa dovuta per effetto della loro
partecipazione al Consolidato nazionale;
ii. le società con imponibile negativo ricevono una compensazione, su base
proporzionale, pari al relativo risparmio d’imposta realizzato da eni se e nella misura
in cui, hanno prospettive di redditività che avrebbero consentito, in assenza del
consolidato fiscale nazionale, di rilevare imposte anticipate. L’eventuale importo non
remunerato da eni è rilevato nei limiti della sua recuperabilità. La relativa imposta, al
netto degli acconti versati, delle ritenute subite e in genere dei crediti d’imposta, è
conseguentemente rilevata come debito o credito verso la controllante. Il debito per
Ires relativo all’addizionale prevista dal comma 16 dell’art. 81 del DL 112/2008,
convertito con la legge 133/2008, è rilevato alla voce “Passività per imposte sul
reddito correnti” in quanto, la società, pur partecipando al consolidato fiscale
nazionale, deve provvedere autonomamente al versamento. Le imposte sul reddito
correnti sono calcolate sulla base della stima del reddito imponibile della società.
I debiti e i crediti tributari per imposte sul reddito correnti sono rilevati al valore che si prevede di
pagare/recuperare alle/dalle autorità fiscali applicando le aliquote e le normative fiscali vigenti o
sostanzialmente approvate alla data di chiusura dell’esercizio.
Le imposte sul reddito differite e anticipate sono calcolate sulle differenze temporanee tra i valori delle
attività e delle passività iscritte in bilancio e i corrispondenti valori riconosciuti ai fini fiscali sulla base delle
aliquote e della normativa approvate o sostanzialmente tali per gli esercizi futuri. L’iscrizione di attività per
imposte anticipate è effettuata quando il loro recupero è considerato probabile. In particolare la
recuperabilità delle imposte anticipate è considerata probabile quando si prevede la disponibilità di un
reddito imponibile, nell’esercizio in cui si annullerà la differenza temporanea, tale da consentire di attivare la
deduzione fiscale.
Le attività per imposte anticipate e le passività per imposte differite sono classificate tra le attività e le
passività non correnti e sono compensate se riferite a imposte compensabili. Il saldo della compensazione,
se attivo, è iscritto alla voce “Attività per imposte anticipate”, se passivo, alla voce “Passività per imposte
differite”. Quando i risultati delle operazioni sono rilevati direttamente a patrimonio netto, le imposte
correnti, anticipate e differite sono anch’esse rilevate al patrimonio netto.
Strumenti derivati
Gli strumenti derivati sono attività e passività rilevate al fair value.
Le variazioni del fair value dei derivati che non soddisfano le condizioni per essere qualificati come di
copertura sono rilevate a conto economico. In particolare, le variazioni del fair value dei derivati non di
copertura su tassi di interesse e su valute sono rilevate nella voce di conto economico “Proventi (oneri)
finanziari”.
51
Valutazioni al fair value
Il fair value è il prezzo che si percepirebbe per la vendita di un’attività ovvero che si pagherebbe per il
trasferimento di una passività in una regolare transazione tra operatori di mercato (ossia non in una
liquidazione forzosa o in una vendita sottocosto) alla data di valutazione (exit price).
La determinazione del fair value è basata sulle condizioni di mercato esistenti alla data della valutazione e
sulle assunzioni degli operatori di mercato (market-based). La valutazione del fair value suppone che
l’attività o la passività sia scambiata nel mercato principale o, in assenza dello stesso, nel più vantaggioso a
cui l’impresa ha accesso, indipendentemente dall’intenzione della società di vendere l’attività o di trasferire
la passività oggetto di valutazione.
La determinazione del fair value di un’attività non finanziaria è effettuata considerando la capacità degli
operatori di mercato di generare benefici economici impiegando tale attività nel suo massimo e migliore
utilizzo, o vendendola ad un altro operatore di mercato che la impiegherebbe nel suo massimo e migliore
utilizzo
La determinazione del massimo e migliore utilizzo dell’asset è effettuata dal punto di vista degli operatori di
mercato anche nell’ipotesi in cui l’impresa intenda effettuarne un utilizzo differente; si presume che l’utilizzo
corrente da parte della società di un’attività non finanziaria sia il massimo e migliore utilizzo della stessa, a
meno che il mercato o altri fattori non suggeriscano che un differente utilizzo da parte degli operatori di
mercato sia in grado di massimizzarne il valore.
La valutazione del fair value di una passività, sia finanziaria che non finanziaria, o di uno strumento di
equity, in assenza di un prezzo quotato, è effettuata considerando la valutazione della corrispondente
attività posseduta da un operatore di mercato alla data della valutazione.
Il fair value di una passività riflette l’effetto di un rischio di inadempimento; il rischio di inadempimento
comprende, tra l’altro, il rischio di credito dell’entità stessa.
In assenza di quotazioni di mercato disponibili, il fair value è determinato utilizzando tecniche di
valutazione, adeguate alle circostanze, che massimizzino l’uso di input osservabili rilevanti, riducendo al
minimo l’utilizzo di input non osservabili.
Schemi di bilancio
Gli schemi di bilancio sono gli stessi adottati nel bilancio di esercizio 2013.
Le voci dello stato patrimoniale sono classificate in correnti e non correnti, quelle del conto economico sono
classificate per natura.
Il prospetto dell’utile complessivo indica il risultato economico integrato dei proventi e oneri che per
espressa disposizione degli IFRS sono rilevati direttamente a patrimonio netto.
Il prospetto delle variazioni del patrimonio netto presenta i proventi (oneri) complessivi dell’esercizio, le
operazioni con gli azionisti e le altre variazioni del patrimonio netto.
Lo schema di rendiconto finanziario è predisposto secondo il “metodo indiretto”, rettificando l’utile
dell’esercizio delle componenti di natura non monetaria.
3
Modifica dei criteri contabili
A partire dall’esercizio 2014 sono entrate in vigore le disposizioni dell’IFRS 10 “Bilancio consolidato” (di
seguito IFRS 10), dell’IFRS 11 “Accordi a controllo congiunto” (di seguito IFRS 11), omologate con il
regolamento n. 1254/2012, emesso dalla Commissione Europea in data 11 dicembre 2012.
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In particolare, l’IFRS 10 fornisce una nuova definizione di controllo da applicarsi a tutte le società (ivi
incluse le società veicolo). In base a tale definizione, un investitore controlla un’impresa partecipata quando
è esposto, o ha diritto a partecipare, alla variabilità dei ritorni economici dell’impresa ed è in grado di
influenzare tali ritorni attraverso il proprio potere decisionale sulla stessa. L’IFRS 11 definisce la
contabilizzazione degli accordi a controllo congiunto, in relazione ai diritti e alle obbligazioni delle parti
rivenienti dall’accordo. L’IFRS 11 identifica due tipologie di accordi a controllo congiunto. Una joint venture è
un accordo a controllo congiunto nel quale le parti che detengono il controllo congiunto dell’accordo vantano
diritti sulle attività nette dell’accordo. Una joint operation è un accordo a controllo congiunto nel quale le
parti che detengono il controllo congiunto dell’accordo vantano, sulla base di elementi giuridicamente
vincolanti (cd enforceable rights and obligations), diritti sulle attività e obbligazioni per le passività relative
all’accordo. Le partecipazioni in joint venture sono valutate con il metodo del patrimonio netto. Le
interessenze in joint operation sono contabilizzate rilevando la quota di competenza del partecipante di
attività/passività e di ricavi/costi sulla base degli effettivi diritti e obbligazioni rivenienti dagli accordi
contrattuali.
Per effetto dell’applicazione degli IFRS 10 e 11, sulla base della valutazione delle governance societaria, la
società SEF srl è stata riclassificata da partecipazione controllata a partecipazione in joint venture (v. anche
nota n. 14 Partecipazioni). Tenuto conto della circostanza che Enipower valuta tutte le partecipazioni in
imprese controllate, joint venture e collegate al costo, la modifica di classificazione della partecipazione non
ha determinato impatti sul criterio di valutazione.
Con il regolamento n. 634/2014 emesso dalla Commissione Europea in data 13 giugno 2014 è stato
omologato l’IFRIC 21 “Tributi” (di seguito IFRIC 21), che definisce il trattamento contabile dei pagamenti
richiesti dalle autorità pubbliche (es. contributi da versare per operare in un determinato mercato), diversi
dalle imposte sul reddito, dalle multe, dalle penali. L’IFRIC 21 indica i criteri per la rilevazione della
passività, stabilendo che l’evento vincolante che dà origine all’obbligazione, e pertanto alla rilevazione della
liability, è rappresentato dallo svolgimento dell’attività d’impresa che, ai sensi della normativa applicabile,
comporta il pagamento. Il regolamento di omologazione ha previsto l’entrata in vigore dell’IFRIC 21 a
partire dal primo esercizio che abbia inizio il, o dopo il, 17 giugno 2014, fatta salva la possibilità di
applicazione anticipata. Le disposizioni dell’IFRIC 21 sono state applicate, in via anticipata, a partire
dall’esercizio 2014. L’applicazione delle disposizioni dell’IFRIC 21 non ha prodotto effetti significativi.
Gli altri principi contabili/interpretazioni entrati in vigore il 1° gennaio 2014 non hanno prodotto impatti.
4
Utilizzo di stime contabili
L’applicazione dei principi contabili generalmente accettati per la redazione del bilancio e delle relazioni
contabili infrannuali comporta che la Direzione aziendale effettui stime contabili basate su giudizi complessi
e/o soggettivi, stime basate su esperienze passate e ipotesi considerate ragionevoli e realistiche sulla base
delle informazioni conosciute al momento della stima.
L’utilizzo delle stime contabili influenza il valore d’iscrizione delle attività e delle passività e l’informativa su
attività e passività potenziali alla data del bilancio, nonché l’ammontare dei ricavi e dei costi nel periodo di
riferimento. I risultati effettivi possono differire da quelli stimati a causa dell’incertezza che caratterizza le
ipotesi e le condizioni sulle quali le stime si basano. Di seguito sono indicate le stime contabili critiche al fine
della redazione del bilancio e delle relazioni contabili infrannuali perché comportano un elevato ricorso a
giudizi soggettivi, assunzioni e ipotesi relative a tematiche per loro natura incerte.
Le modifiche delle condizioni alla base di giudizi, assunzioni e ipotesi adottati possono determinare un
impatto rilevante sui risultati successivi.
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Svalutazioni
Le attività sono svalutate quando eventi o modifiche delle circostanze facciano ritenere che il valore di
iscrizione in bilancio non sia recuperabile.
Gli eventi che possono determinare una svalutazione di attività sono variazioni nei piani industriali,
variazioni nei prezzi di mercato che possono determinare minori performance operative e ridotto utilizzo
degli impianti. La decisione se procedere a una svalutazione e la quantificazione della stessa dipendono
dalle valutazioni della Direzione aziendale su fattori complessi e altamente incerti, tra i quali l’andamento
futuro dei prezzi, l’impatto dell’inflazione e dei miglioramenti tecnologici sui costi di produzione, i profili
produttivi e le condizioni della domanda e dell’offerta su scala globale o regionale.
La svalutazione è determinata confrontando il valore d’iscrizione con il relativo valore recuperabile,
rappresentato dal maggiore tra il fair value, al netto degli oneri di dismissione, e il valore d’uso determinato
attualizzando i flussi di cassa attesi derivanti dall’utilizzo dell’attività al netto degli oneri di dismissione. I
flussi di cassa attesi sono quantificati alla luce delle informazioni disponibili al momento della stima sulla
base di giudizi soggettivi sull’andamento di variabili future – quali i prezzi, i costi, i tassi di crescita della
domanda, i profili produttivi – e sono attualizzati utilizzando un tasso che tiene conto del rischio inerente
all’attività interessata.
Il goodwill e le altre attività immateriali aventi vita utile indefinita non sono oggetto di ammortamento. La
recuperabilità dei loro valori d’iscrizione è verificata almeno annualmente e comunque quando si verificano
eventi che fanno presupporre una riduzione del valore. Con riferimento al goodwill, la verifica è effettuata a
livello del più piccolo aggregato (cash generating unit) al quale il goodwill può essere attribuito su base
ragionevole e coerente Tale aggregato rappresenta la base sulla quale la Direzione aziendale valuta,
direttamente o indirettamente, il ritorno dell’investimento. Quando il valore d’iscrizione della cash
generating unit comprensivo del goodwill ad essa attribuito è superiore al valore recuperabile, la differenza
costituisce oggetto di svalutazione che viene attribuita in via prioritaria al goodwill fino a concorrenza del
suo ammontare. L’eventuale eccedenza della svalutazione rispetto al goodwill è imputata pro quota al valore
di libro degli asset che costituiscono la cash generating unit.
Smantellamento e ripristino siti
La società sostiene delle passività significative connesse agli obblighi di smantellamento delle attività
materiali e di ripristino ambientale dei terreni al termine produzione della vita produttiva. La stima dei costi
futuri di smantellamento e di ripristino è un processo complesso che richiede l’apprezzamento e il giudizio
della Direzione aziendale nella valutazione delle passività da sostenersi a distanza di molti anni per
l’adempimento di obblighi di smantellamento e di ripristino, spesso non compiutamente definiti da leggi,
regolamenti amministrativi o clausole contrattuali. Questi obblighi risentono inoltre del costante
aggiornamento delle tecniche e dei costi di smantellamento e di ripristino, nonché, della continua evoluzione
della sensibilità politica e pubblica in materia di salute e di tutela ambientale. La criticità delle stime
contabili degli oneri di smantellamento e di ripristino dipende anche dalla tecnica di contabilizzazione di tali
oneri il cui valore attuale è inizialmente capitalizzato insieme al costo dell’attività a cui ineriscono in
contropartita al fondo rischi. Successivamente, il valore del fondo rischi è aggiornato per riflettere il
trascorrere del tempo e le eventuali variazioni di stima a seguito di modifiche dei flussi di cassa attesi, della
tempistica della loro realizzazione nonché dei tassi di attualizzazione adottati. La determinazione del tasso
di attualizzazione da utilizzare sia nella valutazione iniziale dell’onere, che nelle valutazioni successive è
frutto di un processo complesso che comporta giudizi soggettivi da parte della Direzione aziendale.
Passività ambientali
Come le altre società del settore, Enipower è soggetta a numerose leggi e regolamenti per la tutela
dell’ambiente a livello comunitario, nazionale, regionale e locale, ivi incluse le leggi che attuano convenzioni
e protocolli internazionali relativi alle attività nel settore elettrico, ai prodotti e alle altre attività svolte. I
relativi costi sono accantonati quando è probabile l’esistenza di una passività onerosa e l’ammontare può
essere stimato attendibilmente.
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La società, sebbene attualmente non ritenga che vi saranno effetti negativi particolarmente rilevanti sul
bilancio di esercizio dovuti al mancato rispetto della normativa ambientale – anche tenuto conto degli
interventi già effettuati, delle polizze assicurative stipulate e dei fondi rischi accantonati – non può, tuttavia
escludere che possa incorrere in ulteriori costi o responsabilità anche di proporzioni rilevanti perché, allo
stato attuale delle conoscenze, è impossibile prevedere gli effetti dei futuri sviluppi tenuto conto tra l’altro
dei seguenti aspetti:
(i)
la possibilità che emergano nuove contaminazioni;
(ii) i risultati delle caratterizzazioni in corso e da eseguire e gli altri possibili effetti
derivanti dall’applicazione delle leggi vigenti;
(iii) gli eventuali effetti di nuove leggi e regolamenti per la tutela dell’ambiente;
(iv) gli effetti di eventuali innovazioni tecnologiche per il risanamento ambientale;
(v) la possibilità di controversie e la difficoltà di determinare le eventuali conseguenze,
anche in relazione alla responsabilità di altri soggetti e ai possibili indennizzi.
I programmi a benefici definiti sono valutati sulla base di eventi incerti e di ipotesi attuariali che
comprendono, tra le altre, i tassi di sconto, il livello delle retribuzioni future, i tassi di mortalità, l’età di ritiro
e gli andamenti futuri delle spese sanitarie coperte.
Le principali assunzioni utilizzate per la quantificazione di tali benefici sono determinate come segue:
(i)
i tassi di sconto e di inflazione che rappresentano i tassi in base ai quali l’obbligazione
nei confronti dei dipendenti potrebbe essere effettivamente adempiuta, si basano sui
tassi che maturano su titoli obbligazionari corporate di elevata qualità (ovvero, in
assenza di un “deep market” di tali titoli, sui rendimenti dei titoli di stato) e sulle
aspettative inflazionistiche dei Paesi interessati;
(ii) il livello delle retribuzioni future è determinato sulla base di elementi quali le aspettative
inflazionistiche, la produttività, gli avanzamenti di carriera e di anzianità;
(iii) il costo futuro delle prestazioni sanitarie è determinato sulla base di elementi quali
l’andamento presente e passato dei costi delle prestazioni sanitarie, comprese
assunzioni sulla crescita inflattiva di tali costi, e le modifiche nelle condizioni di salute
degli aventi diritto;
(iv) le assunzioni demografiche riflettono la migliore stima dell’andamento di variabili, quali
ad esempio la mortalità, il turnover e l’invalidità relative alla popolazione degli aventi
diritto.
Normalmente si verificano differenze nel valore della passività (attività) netta dei piani per benefici ai
dipendenti derivanti dalle cd rivalutazioni rappresentate, tra l’altro, dalle modifiche delle ipotesi attuariali
utilizzate, dalla differenza tra le ipotesi attuariali precedentemente adottate e quelle che si sono
effettivamente realizzate e dal differente rendimento delle attività al servizio del piano rispetto a quello
considerato nel net interest. Le rivalutazioni sono rilevate nel prospetto dell’utile complessivo per i piani a
benefici definiti e a conto economico per i piani a lungo termine.
Fondi
La società, oltre a rilevare le passività ambientali, gli obblighi di rimozione delle attività materiali e di
ripristino dei siti e le passività relative ai benefici per i dipendenti, effettua accantonamenti connessi
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prevalentemente ai contenziosi legali e fiscali. La stima degli accantonamenti in queste materie è frutto di
un processo complesso che comporta giudizi soggettivi da parte della Direzione aziendale.
5
Principi contabili di recente emanazione
Principi contabili e interpretazioni emessi dallo IASB/IFRIC e omologati dalla Commissione Europea
Con il regolamento n. 2015/29 emesso dalla Commissione Europea in data 17 dicembre 2014 è stata
omologata la modifica allo IAS 19 “Piani a benefici definiti: contributi dei dipendenti”, in base alla quale è
consentito rilevare i contributi connessi a piani a benefici definiti, dovuti dal dipendente o da terzi, a
riduzione del service cost nel periodo in cui il relativo servizio è reso, sempreché tali contributi presentino le
seguenti condizioni: (i) sono indicati nelle condizioni formali del piano, (ii) sono collegati al servizio svolto
dal dipendente e (iii) sono indipendenti dal numero di anni di servizio del dipendente (es. i contributi
rappresentano una percentuale fissa della retribuzione oppure un importo fisso per tutto il periodo di lavoro
o correlato all’età del dipendente). La modifica è efficace a partire dagli esercizi che hanno inizio il, o dopo
il, 1° febbraio 2015 (per Enipower: bilancio 2016).
Con i regolamenti n. 2015/28 e n. 1361/2014 emessi dalla Commissione Europea, rispettivamente, in data
17 e 18 dicembre 2014, sono stati omologati, rispettivamente, i documenti “Ciclo annuale di miglioramenti
agli IFRS 2010-2012” e “Ciclo annuale di miglioramenti agli IFRS 2011–2013”, contenenti modifiche,
essenzialmente di natura tecnica e redazionale, dei principi contabili internazionali. Le modifiche ai principi
indicate nel documento “Ciclo annuale di miglioramenti agli IFRS 2011–2013” sono efficaci a partire dagli
esercizi che hanno inizio il, o dopo il, 1° gennaio 2015; differentemente, le modifiche indicate nel
documento “Ciclo annuale di miglioramenti agli IFRS 2010-2012” sono efficaci a partire dagli esercizi che
hanno inizio il, o dopo il, 1° febbraio 2015 (per Enipower: bilancio 2016).
Principi contabili e interpretazioni emessi dallo IASB/IFRIC e non ancora omologati dalla Commissione
Europea
In data 6 maggio 2014, lo IASB ha emesso la modifica all’IFRS 11 “Accounting for Acquisitions of Interests
in Joint Operations” (di seguito modifica all’IFRS 11), che disciplina il trattamento contabile da adottare alle
operazioni di acquisizione dell’interest iniziale o di interessenze addizionali in joint operation (senza modifica
della qualificazione come joint operation) la cui attività soddisfa la definizione di business prevista dall’IFRS
3. In particolare, la quota acquisita nella joint operation è rilevata adottando le disposizioni previste per le
operazioni di business combination applicabili a tali fattispecie, che includono ma non si limitano: (i) alla
valutazione al fair value delle attività e passività identificabili, diverse da quelle per le quali è previsto un
differente criterio di valutazione; (ii) alla rilevazione a conto economico dei costi direttamente attribuibili
all’acquisizione al momento del relativo sostenimento; (iii) alla rilevazione della fiscalità differita connessa
alla rilevazione iniziale di attività (ad eccezione del goodwill) o passività in presenza di differenze
temporanee tra valore contabile e fiscale; (iv) alla rilevazione del goodwill derivante dal differenziale tra il
corrispettivo trasferito e il fair value delle attività nette identificabili acquisite; (v) alla verifica della
recuperabilità del valore di iscrizione della cash generating unit alla quale è stato allocato il goodwill almeno
annualmente o in presenza di impairment indicator. La modifica all’IFRS 11 è efficace a partire dagli esercizi
che hanno inizio il, o dopo il, 1° gennaio 2016.
In data 12 maggio 2014, lo IASB ha emesso le modifiche allo IAS 16 e allo IAS 38 “Clarification of
Acceptable Methods of Depreciation and Amortisation” (di seguito modifiche allo IAS 16 e allo IAS 38), in
base alle quali è da considerarsi inappropriata l’adozione di una metodologia di ammortamento basata sui
ricavi. Limitatamente alle attività immateriali, tale indicazione è considerata una presunzione relativa
superabile solo al verificarsi di una delle seguenti circostanze: (i) il diritto d’uso di un’attività immateriale è
correlato al raggiungimento di una predeterminata soglia di ricavi da produrre; o (ii) quando è dimostrabile
che il conseguimento dei ricavi e l’utilizzo dei benefici economici dell’attività siano altamente correlati. Le
modifiche allo IAS 16 e allo IAS 38 sono efficaci a partire dagli esercizi che hanno inizio il, o dopo il, 1°
gennaio 2016.
In data 28 maggio 2014, lo IASB ha emesso l’IFRS 15 “Revenue from Contracts with Customers” (di seguito
IFRS 15), che disciplina il timing e l’ammontare di rilevazione dei ricavi derivanti da contratti con i clienti (ivi
56
inclusi i contratti afferenti a lavori su ordinazione). In particolare, l’IFRS 15 prevede che la rilevazione dei
ricavi sia basata sui seguenti 5 step: (i) identificazione del contratto con il cliente; (ii) identificazione delle
performance obligation (ossia le promesse contrattuali a trasferire beni e/o servizi a un cliente); (iii)
determinazione del prezzo della transazione; (iv) allocazione del prezzo della transazione alle performance
obligation identificate sulla base del prezzo di vendita stand alone di ciascun bene o servizio; e (v)
rilevazione del ricavo quando la relativa performance obligation risulta soddisfatta. Inoltre, l’IFRS 15 integra
l’informativa di bilancio da fornire con riferimento a natura, ammontare, timing e incertezza dei ricavi e dei
relativi flussi di cassa. Le disposizioni dell’IFRS 15 sono efficaci a partire dagli esercizi che hanno inizio il, o
dopo il, 1° gennaio 2017.
In data 24 luglio 2014, lo IASB ha finalizzato il progetto di revisione del principio contabile in materia di
strumenti finanziari con l’emissione della versione completa dell’IFRS 9 “Financial Instruments” (di seguito
IFRS 9). In particolare, le nuove disposizioni dell’IFRS 9: (i) modificano il modello di classificazione e
valutazione delle attività finanziarie; (ii) introducono una nuova modalità di svalutazione delle attività
finanziarie, che tiene conto delle perdite attese (cd. expected credit losses); e (iii) modificano le disposizioni
in materia di hedge accounting. Le disposizioni dell’IFRS 9 sono efficaci a partire dagli esercizi che hanno
inizio il, o dopo il, 1° gennaio 2018.
In data 12 agosto 2014, lo IASB ha emesso la modifica allo IAS 27 “Equity Method in Separate Financial
Statements”, che introduce la possibilità di utilizzare il metodo del patrimonio netto per la valutazione delle
partecipazioni in controllate, joint venture e collegate nel bilancio separato. La modifica allo IAS 27 è
efficace a partire dagli esercizi che hanno inizio il, o dopo il, 1° gennaio 2016.
In data 11 settembre 2014, lo IASB ha emesso le modifiche all’IFRS 10 e allo IAS 28 “Sale or Contribution
of Assets between an Investor and its Associate or Joint Venture” (di seguito modifiche all’IFRS 10 e allo
IAS 28), in base alle quali, in caso di perdita del controllo di una partecipata per effetto della cessione o del
conferimento di asset ad una società collegata o ad una joint venture, la società partecipante rileva a conto
economico: (i) l’intero ammontare degli utili/perdite derivanti dall’operazione, se gli asset ceduti/conferiti
soddisfano la definizione di business prevista dall’IFRS 3; (ii) la quota parte degli utili/perdite derivanti
dall’operazione di competenza degli altri partecipanti alla collegata (o joint venture), se gli asset
ceduti/conferiti non soddisfano la definizione di business prevista dall’IFRS 3; la restante parte di utile, di
competenza della partecipante, è portata a riduzione del valore di iscrizione della partecipazione nella
collegata/joint venture. Le modifiche all’IFRS 10 e allo IAS 28 prevedono inoltre che, se a seguito di tale
operazione la società mantiene una partecipazione nella ex controllata e tale partecipazione è classificata
come joint venture/collegata e valutata con il metodo del patrimonio netto, la rivalutazione al fair value di
tale partecipazione mantenuta è rilevata a conto economico nei limiti della quota di competenza degli altri
partecipanti. La restante parte di tale rivalutazione, di competenza della società, è portata a riduzione del
valore di iscrizione della partecipazione mantenuta. Le modifiche all’IFRS 10 e allo IAS 28 sono efficaci a
partire dagli esercizi che hanno inizio il, o dopo il, 1° gennaio 2016.
In data 18 dicembre 2014, lo IASB ha emesso le modifiche allo IAS 1 “Disclosure Initiative”, contenenti
essenzialmente chiarimenti in merito alle modalità di presentazione dell’informativa di bilancio, che
richiamano l’attenzione sull’utilizzo del concetto di significatività. Le modifiche allo IAS 1 sono efficaci a
partire dagli esercizi che hanno inizio il, o dopo il, 1° gennaio 2016.
In data 25 settembre 2014, lo IASB ha emesso il documento “Annual Improvements to IFRS 2012–2014
Cycle” contenente modifiche, essenzialmente di natura tecnica e redazionale, dei principi contabili
internazionali. Le modifiche ai principi sono efficaci a partire dagli esercizi che hanno inizio il, o dopo il, 1°
gennaio 2016.
Allo stato Enipower sta analizzando i principi indicati e valutando se la loro adozione avrà un impatto
significativo sul bilancio.
57
Attività correnti
6
Le disponibilità liquide ed equivalenti di 69.040 migliaia di euro (32.656 migliaia di euro al 31 dicembre
2013) comprendono attività finanziarie riguardanti i saldi attivi in giacenza sui c/c aperti presso eni e presso
altri istituti di credito.
7
I crediti commerciali e gli altri crediti di 390.668 migliaia di euro (393.154 migliaia di euro al 31 dicembre
2013) si analizzano come segue:
(migliaia di euro)
Crediti commerciali
31.12.2013
31.12.2014
361.686
384.812
31.468
5.856
Altri crediti:
- altri
31.468
5.856
393.154
390.668
I crediti commerciali aumentano rispetto all’esercizio precedente di 23.126 migliaia di euro e riguardano:
crediti verso controllanti (281.457 migliaia di euro), crediti verso altre imprese del gruppo (54.829 migliaia
di euro), crediti verso clienti terzi (44.186 migliaia di euro), crediti verso la joint venture SEF (3.059
migliaia di euro), crediti verso la controllata Enipower Mantova (1.004 migliaia di euro) e crediti verso
imprese collegate (277 migliaia di euro).
Utilizzi
Altre variazioni
Valore al
31.12.2014
Crediti commerciali
8.121
(115)
(2.218)
5.788
8.121
(115)
(2.218)
5.788
Valore al
31.12.2013
(migliaia di euro)
Accantonamenti
I crediti sono esposti al netto del fondo svalutazione di 5.788 migliaia di euro (8.121 migliaia di euro al 31
dicembre 2013):
Crediti finanziari
Altri crediti
Il fondo svalutazione crediti commerciali riguarda principalmente la svalutazione dei crediti in procedura
concorsuale nei confronti di COEM S.p.A. (1.283 migliaia di euro), Vinyls Italia S.p.A. (2.973 migliaia di
euro) e Isapomv Group S.p.A. (439 migliaia di euro) .
Le altre variazioni di 2.218 migliaia di euro si riferiscono allo stralcio dei crediti per passaggio a perdita
principalmente verso COEM S.p.A. (1.795 migliaia di euro), Michielotto Gru & Service S.p.A. (162 migliaia
di euro) e Nuova Sicma Srl (120 migliaia di euro).
58
Al 31 dicembre 2014 i crediti commerciali e gli altri crediti si compongono come segue:
31.12.2013
Altri crediti
357.323
31.468
31.12.2014
Totale
Crediti
commerciali
Altri crediti
Totale
388.791
353.693
5.856
359.549
1.436
1.436
1.627
1.627
- da 0 a 3 mesi
1.991
1.991
26.568
26.568
- da 3 a 6 mesi
27
27
139
139
-667
-667
1.686
1.686
1.576
1.576
1.099
1.099
2.927
2.927
29.492
29.492
393.154
384.812
(migliaia di euro)
Crediti
commerciali
Crediti non scaduti e non svalutati
Crediti svalutati al netto del fondo svalutazione
Crediti scaduti e non svalutati:
- da 6 a 12 mesi
- oltre 12 mesi
361.686
31.468
5.856
390.668
I crediti verso parti correlate sono indicati alla nota n. 33.
Non ci sono crediti in valuta diversa dall’euro.
Gli altri crediti di 5.856 migliaia di euro (31.468 migliaia di euro nel 2013) si analizzano come segue:
31.12.2013
(migliaia di euro)
31.12.2014
Crediti per attività di disinvestimento
Altri crediti:
- controllanti per consolidato fiscale
20.825
- collegate per dividendi ancora da incassare
6.246
- altre imprese del gruppo
2.138
3.698
660
1.030
- crediti verso il personale
51
35
- crediti verso istituti di previdenza
13
10
228
228
- acconti per servizi
- depositi cauzionali
- altri crediti
1.307
855
31.468
5.856
La diminuzione di 25.612 migliaia di euro è dovuta principalmente all’azzeramento del credito verso eni per
consolidato fiscale e all’avvenuto pagamento dei dividendi relativi a anni passati da parte della società
collegata Termica di Milazzo.
8
Rimanenze
Le rimanenze di 16.851 migliaia di euro (21.521 migliaia di euro al 31 dicembre 2013) si compongono come
segue:
31.12.2013
(migliaia di euro)
Materie prime,
sussidiarie e di consumo
Greggio,
gas
naturale
e prodotti
petroliferi
17
Lavori
in corso
Prodotti
su
chimici ordinazione
337
Prodotti in corso
di lavorazione e semilavorati
31.12.2014
Altre
Totale
Greggio,
gas
naturale
e prodotti
petroliferi
17.255
17.609
8
214
Lavori in corso su ordinazione
1.695
Prodotti finiti e merci
17
337
1.695
Lavori
in corso
Prodotti
su
chimici ordinazione
322
Altre
Totale
15.296
15.626
214
1.695
2.003
2.003
19.472
21.521
917
8
322
917
917
308
308
15.604
16.851
Le rimanenze relative all’attività di produzione di energia elettrica sono costituite da greggio, gas naturale e
prodotti petroliferi per 8 migliaia di euro, prodotti chimici per 322 migliaia di euro e altre materie prime,
59
sussidiarie e di consumo per 15.160 migliaia di euro. Le rimanenze relative alla produzione fotovoltaica sono
costituite da altre materie prime, sussidiarie e di consumo per 136 migliaia di euro e da prodotti finiti e
merci per 308 migliaia di euro.
I lavori in corso su ordinazione di 917 migliaia di euro (1.695 migliaia di euro al 31 dicembre 2013)
rappresentano il valore contrattuale dei lavori eseguiti per la realizzazione di impianti fotovoltaici.
(4.453)
Rimanenze lorde
24.206
(5.994)
Fondo svalutazione
(2.685)
Rimanenze nette
21.521
Valore finale
27.577
Operazioni su rami
d'azienda, fusioni,
scissioni
Rimanenze nette
Differenze di cambio da
conversione
(4.453)
(3.719)
Variazione dell'area di
consolidamento
31.296
Fondo svalutazione
(2.637)
24.206
(2.637)
21.521
Utilizzi
Variazioni dell'esercizio
Rimanenze lorde
(migliaia di euro)
Accantonamenti
Valore iniziale
Le rimanenze sono esposte al netto del fondo svalutazione di 1.361 migliaia di euro (2.685 migliaia di euro
al 31 dicembre 2013).
(624)
1.658
(624)
1.658
(1.489)
2.813
(1.361)
(1.489)
2.813
16.851
31.12.2013
(2.685)
31.12.2014
(5.994)
18.212
Sulle rimanenze non sono costituite garanzie reali.
9
Attività per imposte sul reddito correnti
Le attività per imposte sul reddito correnti di 10.156 migliaia di euro (11.185 migliaia di euro al 31
dicembre 2013) si compongono come segue:
31.12.2013
31.12.2014
Ires
7.951
7.244
Irap
3.234
2.912
11.185
10.156
(migliaia di euro)
Il decremento di 1.029 migliaia di euro deriva essenzialmente dall’effetto combinato del minore imponibile
fiscale rispetto all’esercizio precedente e della riduzione di quattro punti percentuali della Robin Tax.
Le imposte sono indicate alla nota n. 32 Imposte sul reddito.
10
Attività per altre imposte correnti
Le attività per altre imposte correnti si analizzano come segue:
(migliaia di euro)
Iva
Altre imposte e tasse
60
31.12.2013
31.12.2014
83
20
166
175
249
195
11
Le altre attività correnti di 1.067 migliaia di euro (7.342 migliaia di euro al 31 dicembre 2013) si analizzano
come segue:
(migliaia di euro)
31.12.2013
31.12.2014
7.342
1.067
7.342
1.067
Altre attività:
- Risconti attvi
Le altre attività correnti al 31 dicembre 2014 si riferiscono a risconti attivi e riguardano principalmente la
quota anticipata e non di competenza dell’esercizio (912 migliaia di euro) relativa al contratto con eni
Divisione Refining & Marketing per la compensazione delle emissioni in atmosfera della centrale
termoelettrica del sito di Ferrera Erbognone.
12
Fondo ammortamento e
svalutazione
4.227
(19.810)
127.858
(2)
(12)
1.855
4.520
(2.665)
(68)
69
376
3.198
(2.822)
(4.614) (132.062)
71.335
71.384
(49)
Valore finale lordo
Altre variazioni
(31)
Valore finale netto
Operazioni su rami
d'azienda, fusione e
scissione
Svalutazioni e ripristini
di valore
Ammortamenti
Investimenti
(migliaia di euro)
Valore iniziale netto
Gli immobili, impianti e macchinari di 965.945 migliaia di euro (987.941 migliaia di euro al 31 dicembre
2013) si compongono come segue:
24.353
24.353
9.298
21.150
31.12.2013
Terreni
Fabbricati
Impianti e macchinari
Attrezzature industriali e commerciali
Altri beni
Immobilizzazioni in corso e acconti
24.353
6.161
1.104.347
(1.059)
95 (110.820) (220.946)
2.233
123
(412)
528
3
(156)
109.357
98.654
1.246.979
(75)
98.875 (112.447) (221.021)
(24.525)
80
(11.852)
880.724 2.123.209 (1.242.485)
987.941 2.247.814 (1.259.873)
31.12.2014
Terreni
Fabbricati
Altri beni
Immobilizzazioni in corso e acconti
24.353
9.298
(1.150)
880.724
(93.125)
1.855
114
(361)
376
39
(204)
71.335
85.195
987.941
85.348
(94.840)
1.723
(13.822)
(13.822)
107.781
24.353
24.353
9.871
22.886
(13.015)
881.558 2.230.956 (1.349.398)
1.608
4.634
(3.026)
383
594
3.620
(3.026)
(108.569)
47.961
48.010
(49)
1.318
965.945 2.334.459 (1.368.514)
I terreni (24.353 migliaia di euro) riguardano terreni industriali.
I fabbricati (9.871 migliaia di euro) riguardano fabbricati industriali e commerciali.
Gli impianti e macchinari (881.558 migliaia di euro) riguardano essenzialmente le centrali termoelettriche di
Brindisi, Ferrera Erbognone, Livorno, Ravenna e Bolgiano (731.254 migliaia di euro), le palette delle turbine
a gas degli impianti e del ricondizionamento (46.999 migliaia di euro), le linee di trasporto ad alta tensione
acquisite con l’incorporazione di Enipower Trasmissioni S.p.A. (35.379 migliaia di euro), la rete di
distribuzione di teleriscaldamento di Bolgiano (16.071 migliaia di euro), le sottostazioni di trasformazione
delle centrali (19.853 migliaia di euro) e gli impianti di depurazione e trattamento delle acque industriali
(7.231 migliaia di euro).
61
Le attrezzature industriali e commerciali (1.608 migliaia di euro) riguardano attrezzatura d’officina e di
laboratorio, nonché mezzi di trasporto interno.
Gli altri beni (594 migliaia di euro) riguardano mobili ed arredi e macchine d’ufficio elettroniche.
Le immobilizzazioni in corso e acconti (47.961 migliaia di euro) riguardano principalmente le seguenti
attività:
-
il revamping della centrale di Bolgiano e l’estensione della rete del teleriscaldamento (18.188 migliaia
di euro);
-
l’ammodernamento delle strutture delle torri dell’evaporatore e l’acquisto di ricambi materiali a Brindisi
(12.146 migliaia di euro);
-
l’istallazione del catalizzatore CO sul CC1, l’upgrade del turbogas e le modifiche air intake del CC2,
nonché le migliorie e l’ampliamento del magazzino a Ravenna (7.069 migliaia di euro);
-
gli acconti ed anticipi a fornitori (4.521 migliaia di euro);
-
l’acquisto dei ricambi strategici Ansaldo a Ferrera Erbognone (4.419 migliaia di euro);
-
il ripristino per obsolescenza delle caldaie C-D-E e il rifacimento per obsolescenza della Cooling Tower
T1-T6 a Livorno (1.608 migliaia di euro).
Fra gli impianti e macchinari sono inclusi inoltre impianti ammortizzati con il metodo UOP (Units of
Production), determinato in base alle ore effettivamente lavorate dagli impianti. Sono inoltre presenti costi
di smantellamento di impianti, ammortizzati in base alla previsione di smantellamento degli impianti stessi.
Al 31 dicembre 2014 le attività oggetto di svalutazione sono state gli impianti fotovoltaici di proprietà
Enipower per 13.539 migliaia di euro e lo stabilimento di Nettuno per 283 migliaia di euro.
Le svalutazioni sono state determinate confrontando il valore di libro con il relativo valore recuperabile,
rappresentato dal maggiore tra il fair value, al netto degli oneri di dismissione e il valore d’uso.
La valutazione è stata effettuata per singola attività o per il più piccolo insieme identificabile di attività che
genera flussi di cassa in entrata autonomi derivanti dal suo utilizzo continuativo (c.d. cash generating unit).
In particolare le cash generating unit della società sono rappresentate dalle singole centrali elettriche, dalla
rete Alta Tensione di Mantova, dallo stabilimento di Nettuno per la produzione di celle e moduli fotovoltaici
(ad esclusione di terreni e fabbricati) e dagli impianti fotovoltaici di generazione elettrica.
Il valore recuperabile delle cash generating unit è determinato sulla base del valore d’uso ottenuto
attualizzando i flussi di cassa attesi determinati sulla base delle migliori informazioni disponibili al momento
della stima, desumibili:
(i) per i primi quattro anni della stima, dal piano industriale quadriennale approvato dalla
Direzione Aziendale contenente le previsioni degli assetti industriali, degli investimenti, dei
costi operativi e dei margini commerciali, nonché dell’andamento delle principali variabili
monetarie, inflazione e tassi di interesse nominali;
(ii) per gli anni successivi al quarto è stata utilizzata l’ipotesi che i contratti in essere vengano
rinnovati con le medesime condizioni di remunerazione attuali.
Sono stati inoltre stimati una manovra continuativa di investimenti a garanzia del funzionamento delle
centrali e un terminal value delle cash generating unit completamente assorbito da analoghi costi di
chiusura attività.
Per le centrali elettriche di Brindisi, Ravenna, Livorno e Ferrera Erbognone e per le attività fotovoltaiche i
flussi di cassa al netto delle imposte sono stati attualizzati al tasso che corrisponde - per il settore cui
Enipower fa riferimento - al costo medio ponderato del capitale di eni rettificato per tener conto del rischio
Paese specifico in cui si svolge l’attività (WACC adjusted post-imposte); nel caso di Enipower, l’Italia.
62
I principali coefficienti di ammortamento annui adottati, rimasti invariati dall’anno precedente sono i
seguenti:
(%)
Fabbricati
4
UOP
Impianti generici fotovoltaico
10
Impianti (CTE)
5
Impianti (sottostazioni)
7
Altri impianti specifici
16
20
Arredi e macchine d'ufficio
12
Macchine elettroniche
20
13
Altre variazioni
Valore finale netto
Valore finale lordo
Fondo ammortamento e
svalutazione
6.805
(6.028)
604
840
(236)
6
(776)
(3)
1.381
7.645
(6.264)
1.856
(1.856)
6
(776)
(3)
1.381
9.501
(8.120)
2
6.805
(6.803)
Operazioni su rami
d'azienda, fusione e
scissione
777
Svalutazioni
(3)
Ammortamenti
(776)
Investimenti
(migliaia di euro)
Valore iniziale netto
Le attività immateriali di 606 migliaia di euro (1.381 migliaia di euro al 31 dicembre 2013) si compongono
come segue:
31.12.2013
Attività immateriali a vita utile definita
- Diritti di brevetto industriale e diritti di
utilizzazione delle opere dell'ingegno
1.556
- Concessioni, licenze, marchi e diritti simili
- Accordi per servizi in concessione
- Immobilizzazioni in corso e acconti
- Altre attività immateriali
(6)
6
604
2.154
Attività immateriali a vita utile indefinita
- Goodwill
560
2.714
(371)
(189)
(371)
(189)
31.12.2013
Attività immateriali a vita utile definita
- Diritti di brevetto industriale e diritti di
utilizzazione delle opere dell'ingegno
777
(775)
- Concessioni, licenze, marchi e diritti simili
- Accordi per servizi in concessione
- Immobilizzazioni in corso e acconti
- Altre attività immateriali
604
839
(235)
1.381
604
(775)
606
7.644
(7.038)
1.857
(1.857)
1.381
(775)
606
9.501
(8.895)
Attività immateriali a vita utile indefinita
- Goodwill
I diritti di brevetto industriale e diritti di utilizzazione delle opere dell’ingegno (2 migliaia di euro) riguardano
essenzialmente i costi sostenuti per lo sviluppo di strumenti di simulazione di reti elettriche e il nuovo
progetto informatico per l’ingresso di Enipower nel Mercato dei Servizi di Dispacciamento.
Le altre attività immateriali (604 migliaia di euro) riguardano emission rights, posseduti in eccesso rispetto
al fabbisogno determinato dalle emissioni rilasciate nell’esercizio, al netto della svalutazione di 235 migliaia
di euro riferita ad esercizi precedenti.
63
14
Partecipazioni
Valore finale
Altre variazioni
Differenze di cambio
da conversione
Decremento per
dividendi
Minusvalenze da
valutazione al
patrimonio netto
Plusvalenze da
valutazione al
patrimonio netto
Cessioni e rimborsi
Acquisizioni
e sottoscrizioni
Valore iniziale
(migliaia di euro)
Versamenti in conto
capitale
Le partecipazioni in imprese controllate e collegate sono di seguito indicate:
31.12.2014
Partecipazioni in imprese controllate
- Enipower Mantova S.p.A.
90.610
90.610
90.610
90.610
102.000
102.000
14.874
14.874
Partecipazioni in Joint Venture
- SEF S.r.l.
Partecipazioni in imprese collegate
- Termica Milazzo S.r.l.
- Ravenna servizi Industriali S.c.p.a.
1.700
1.700
16.574
16.574
209.184
209.184
Differenza rispetto alla
valutazione al patrimonio
netto
Valore patrimonio netto
Valore netto al 31.12.2014
Valore di iscrizione al
31.12.2014
quota % posseduta
Utile/Perdita di esercizio
Patrimonio netto
Capitale
Valuta
Sede
Denominazione
(migliaia di €)
Imprese controllate:
S.Donato
M.se
eur
144.000
187.561
26.537
86,50%
90.610
90.610
90.610
90.610
102.000
102.000
102.000
102.000
14.874
1.700
14.874
1.700
161.302
70.692
109.925
7.925
15.141
1.700
267
Joint Venture:
S.E.F. S.r.l.
Imprese collegate:
Termica Milazzo S.r.l.
Ravenna Servizi Industriali Scpa
15
S.Donato
M.se
Milano
Ravenna
eur
eur
eur
170.000
215.539
23.241
5.597
37.853
5.599
19.310
(3.018)
0
51,00%
40.00%
30.37%
16.574
16.574
209.184
209.184
Altre partecipazioni
Le altre partecipazioni per le quali il fair value non è determinabile in modo attendibile sono valutate al
costo e si analizzano come di seguito indicato:
(migliaia di euro)
Acquisizioni
Effetto
e
valutazione
sottoscrizioni Alienazioni al fair value
Saldo
iniziale
Differenze
di cambio
Altre
variazioni
Valore
finale
31.12.2014
- Brindisi Servizi Generali S.c.a.r.l.
- D.T.N.E. S.c.a.r.l.
64
138
138
5
5
143
143
16
Altre attività finanziarie
Le altre attività finanziarie (invariate rispetto al 31 dicembre 2013) si riferiscono al c/c vincolato presso
Banca Intesa San Paolo.
(migliaia di euro)
31.12.2013
31.12.2014
90
90
90
90
Crediti finanziari strumentali all'attività operativa
17
Decrementi
Valore
al 31.12.2014
Incrementi
157.750
23.393
(29.877)
(24.459)
126.807
Passività per imposte differite
(63.425)
(10)
544
10.240
(52.651)
94.325
23.383
(29.333)
(14.219)
74.156
(migliaia di euro)
Altre
variazioni
Valore
al 31.12.2013
Differenze di cambio
da conversione
Le attività per imposte anticipate ammontano a 74.156 migliaia di euro (94.325 migliaia di euro al 31
dicembre 2013) e sono indicate al netto delle passività per imposte differite compensabili per 52.651
migliaia di euro (63.425 migliaia di euro al 31 dicembre 2013).
Le attività per imposte anticipate si articolano come segue:
31.12.2013
(migliaia di euro)
31.12.2014
157.750
126.807
Passività per imposte differite compensabili
(63.425)
(52.651)
Attività nette per imposte anticipate
94.325
74.156
La natura delle differenze temporanee che hanno determinato le attività nette per imposte anticipate è la
seguente:
Valore
al
31.12.2013
Accantonamenti
Utilizzi
84.536
13.113
3.210
506
- ammortamenti non deducibili
16.848
- svalutazione cespiti
(migliaia di euro)
Differenze di
cambio
da
conversione
Altre
variazioni
Valore
al
31.12.2014
(15.824)
(13.356)
68.469
(956)
(1.680)
1.080
4.167
(2.429)
(3.307)
15.279
50.290
5.317
(10.088)
(5.805)
39.714
2.866
290
(580)
(311)
2.265
157.750
23.393
(29.877)
(24.459)
126.807
381
10.139
(51.383)
28
191
(935)
Imposte sul reddito anticipate:
- svalutazioni non deducibili
- altre
Imposte sul reddito differite:
- ammortamenti anticipati ed eccedenti
- capitalizzazione oneri finanziari
- capitalizzazione canoni manutenzione
- altre
Attività nette per imposte anticipate
(61.903)
(1)
(1)
(1.154)
(367)
(10)
135
(90)
(332)
(63.425)
(10)
544
10.240
(52.651)
94.325
23.383
(29.333)
(14.219)
74.156
Nelle altre variazioni sono ricompresi gli effetti dell’abolizione dell’addizionale Ires, cosiddetta Robin Tax,
come richiamata nella relazione sulla gestione, con un onere complessivo sul presente bilancio di 7.856
migliaia di euro (di cui 7.818 migliaia di euro per oneri a conto economico e 38 migliaia di euro per oneri sui
conti di riserva di patrimonio netto), derivanti dal saldo tra le minori imposte sul reddito anticipate (20.164
migliaia di euro) e le minori imposte sul reddito differite (12.308 migliaia di euro).
65
18
Le altre attività non correnti ammontano a 7.983 migliaia di euro (2.666 migliaia di euro al 31 dicembre
2013) e riguardano principalmente i risconti attivi a lungo termine relativi al contratto con eni Divisione
Refining & Marketing, per la compensazione delle emissioni in atmosfera della centrale termoelettrica del
sito di Ferrera Erbognone (4.559 migliaia di euro) e con Industria Siciliana Acido Fosforico S.p.A. (720
migliaia di euro) per canoni e servitù, nonché i crediti, con relativi interessi, per istanze di rimborso di
imposte sul reddito presentate negli anni 2009 e 2014 (2.703 migliaia di euro).
Passività correnti
19
I debiti commerciali e gli altri debiti di 206.226 migliaia di euro (220.889 migliaia di euro al 31 dicembre
2013) si compongono come segue:
(migliaia di euro)
Debiti commerciali
Acconti e anticipi
Altri debiti
31.12.2013
31.12.2014
193.701
149.205
1.512
745
25.676
56.276
220.889
206.226
I debiti commerciali di 149.205 migliaia di euro diminuiscono di 44.496 migliaia di euro e si riferiscono
principalmente ad acquisti di energia elettrica, vapore ed altre utilities destinati prevalentemente alla
rivendita.
Gli acconti e anticipi di 745 migliaia di euro (1.512 migliaia di euro al 31 dicembre 2013) riguardano anticipi
sulle forniture di moduli fotovoltaici.
Gli altri debiti di 56.276 migliaia di euro si articolano in:
(migliaia di euro)
31.12.2013
31.12.2014
Debiti verso:
17.267
37.520
- personale
- fornitori per attività di investimento
3.743
4.176
- istituti di previdenza e di sicurezza sociale
2.303
2.422
- controllanti per liquidazione IVA di gruppo
962
1.657
- consulenti e professionisti
809
- debiti tributari verso controllanti
- altri debiti
620
9.337
592
544
25.676
56.276
I debiti sono tutti in valuta euro ad eccezione di 247 migliaia di euro in dollari Usa.
I debiti verso parti correlate sono indicati alla nota n. 33.
La valutazione al fair value dei debiti commerciali e altri debiti non produce effetti significativi considerato il
breve periodo di tempo intercorrente tra il sorgere del debito e la sua scadenza.
20
Passività per altre imposte correnti
Le passività per altre imposte correnti di 925 migliaia di euro (864 migliaia di euro al 31 dicembre 2013) si
compongono come segue:
66
(migliaia di euro)
31.12.2013
Altre imposte e tasse
31.12.2014
864
925
864
925
Le altre imposte e tasse riguardano essenzialmente i debiti verso l’Erario per trattenute a dipendenti e
lavoratori autonomi.
21
Le altre passività correnti di 430 migliaia di euro (6.298 migliaia di euro al 31 dicembre 2013) si
(migliaia di euro)
31.12.2013
31.12.2014
Altre passività
6.298
430
6.298
430
Le altre passività al 31 dicembre 2014 si riferiscono a risconti passivi di proventi diversi.
67
Passività non correnti
22 Passività finanziarie a lungo termine e quote a breve di passività a lungo
termine
Le passività finanziarie a lungo termine, comprensive delle quote a breve termine, di 163.676 migliaia di
euro (218.253 migliaia di euro al 31 dicembre 2013), si articolano come segue:
(migliaia di euro)
Valore al 31 dicembre
2014
Tipo
Altri finanziatori
Scadenza
2017
Scadenza
2013
2014
Scad. 2015
2016
2017
218.253
163.676
54.585
54.545
54.546
Oltre
109.091
Totale
218.253
163.676
54.585
54.545
54.546
109.091
I finanziamenti in essere al 31 dicembre 2014 comprensivi degli interessi maturati e non pagati sono i
seguenti:
- finanziamento di originari 200.000 migliaia di euro (debito residuo al 31 dicembre 2014 pari a 54.558
migliaia di euro), stipulato nell’esercizio 2002 con la finanziaria del gruppo eni Enifin S.p.A. (dal 1° gennaio
2007 incorporata da eni spa) per finanziare la costruzione delle centrali a ciclo combinato e dipendente da
analogo prestito della Banca Europea degli Investimenti. Il finanziamento ha scadenza il 15 dicembre 2017.
Il piano di ammortamento prevede il rimborso in 22 quote semestrali di pari importo, a partire dal 15
giugno 2007. Il pagamento degli interessi avviene semestralmente in via posticipata il 15 giugno e il 15
dicembre di ogni anno;
migliaia di euro) stipulato nell’esercizio 2003 con la finanziaria del gruppo eni Enifin S.p.A. (dal 1° gennaio
2007 incorporata da eni spa) per la costruzione delle centrali a ciclo combinato, dipendente da analogo
prestito della Banca Europea degli Investimenti. Il finanziamento ha scadenza il 15 dicembre 2017. Il piano
di ammortamento prevede il rimborso in 22 quote semestrali di pari importo a partire dal 15 giugno 2007. Il
pagamento degli interessi avviene semestralmente in via posticipata il 15 giugno e il 15 dicembre di ogni
anno;
migliaia di euro) stipulato nell’esercizio 2003 con la finanziaria del gruppo eni Enifin S.p.A. (dal 1° gennaio
2007 incorporata da eni spa) per finanziare la costruzione delle centrali a ciclo combinato, dipendente da
analogo prestito della Banca Europea degli Investimenti. Il finanziamento ha scadenza il 15 dicembre 2017.
Il piano di ammortamento prevede il rimborso in 22 quote semestrali di pari importo a partire dal 15 giugno
2007. Il pagamento degli interessi avviene semestralmente in via posticipata il 15 giugno e il 15 dicembre di
ogni anno.
Al fine di coprirsi dal rischio di tasso, su tale finanziamento, a partire dal 16 settembre 2003 è stato
stipulato un interest rate swap con la finanziaria di gruppo eni Enifin S.p.A. (dal 1° gennaio 2007
incorporata da eni spa). Con tale contratto la società Enipower S.p.A. acquista un tasso variabile (il tasso
Euribor al quale è indicizzato il finanziamento) e vende un tasso fisso pari al 3,98%.
Le passività finanziarie a lungo termine, comprensive delle quote a breve termine, diminuiscono di 54.577
migliaia di euro per effetto del rimborso delle rate di capitale (per 54.545 migliaia di euro) al netto
dell’effetto derivante dagli interessi maturati e non pagati, contabilizzati tra le quote a breve termine.
La società non possiede passività finanziarie in valuta diversa dall’euro.
I debiti finanziari presentano principalmente un tasso di interesse variabile. Il tasso di interesse medio
ponderato al 31 dicembre 2014 è del 0,666% (0,677% nell’esercizio 2013). I tassi di interesse effettivi
adottati sono compresi tra lo 0,532% e lo 0,774%.
Al 31 dicembre 2014 non vi sono passività finanziarie garantite da depositi vincolati.
68
L’indebitamento finanziario netto indicato nel “Commento ai risultati economico-finanziari” della “Relazione
sulla gestione” è così articolato:
31.12.2013
Correnti
(migliaia di euro)
A. Disponibilità liquide ed equivalenti
Non
correnti
32.656
31.12.2014
Non
correnti
Totale
Correnti
32.656
69.040
69.040
Totale
B. Titoli disponibili per la vendita
C. Liquidità (A+B)
32.656
32.656
69.040
69.040
90
90
90
90
54.617
163.636
218.253
54.585
109.091
163.676
N. Indebitamento finanziario lordo (E+F+G+H+I+L+M)
54.617
163.636
218.253
54.585
109.091
163.676
O. Indebitamento finanziario netto (N-C-D)
21.961
163.546
185.507
(14.545)
109.091
94.546
D. Crediti finanziari
E. Passività finanziarie a breve termine verso banche
F. Passività finanziarie a lungo termine verso banche
G. Prestiti obbligazionari
H. Passività finanziarie a breve termine verso entità correlate
I. Passività finanziarie a lungo termine verso entità correlate
L. Altre passività finanziarie a breve termine
M. Altre passività finanziarie a lungo termine
23
Fondo rischi ambientali
12.509
Fondo riduzione prezzo eccedenze incentivate anno 2006
10.694
Fondo rischi per contenziosi
1.083
Fondo per contenzioso altre imposte
6.767
Fondo garanzia pannelli fotovoltaici
Fondo esodi agevolati
69
(2.029)
296
Valore
al 31.12.2014
(702)
(38.255)
Altre variazioni
35
Utilizzi per
esuberanza
1.303
Utilizzi a
fronte oneri
32.961
13.846
Effetto
attualizzazione
195.715
Fondo smantellamento e ripristino siti
Rilevazione
iniziale e
variazione stima
Fondo certificati verdi
Accantonamenti
(migliaia di euro)
Valore
al 31.12.2013
I fondi per rischi e oneri di 237.449 migliaia di euro (244.678 migliaia di euro al 31 dicembre 2013) si
190.421
14.482
(227)
10.618
10.694
727
(45)
1.765
6.767
796
2.549
96
Fondo mutua assicurazione OIL
511
Fondo oneri sociali e TFR
208
31
244.678
34.015
(194)
602
(1.088)
1.557
(207)
304
(479)
237.449
239
1.303
200
(42.268)
Il fondo certificati verdi (190.421 migliaia di euro) si basa sulla stima degli oneri per la produzione non
cogenerativa che i produttori di energia elettrica devono sostenere per la parte di utilizzo nel processo
produttivo di fonti di energia non rinnovabile ai sensi dell’art. 11 del decreto legislativo 16 marzo 1999, n°
79. L’accantonamento al fondo certificati verdi di 32.961 migliaia di euro effettuato nel 2014 riguarda la
stima dell’onere associato alla produzione non cogenerativa dell’anno e l’adeguamento di quanto già
accantonato nei precedenti esercizi con riferimento alla produzione non cogenerativa del 2011, del 2012 e
del 2013. Sono stati rilevati utilizzi per 38.255 migliaia di euro per annullamento dei certificati verdi relativi
alla produzione non cogenerativa del 2012.
Il fondo rischi e oneri ambientali di 10.618 migliaia di euro riguarda i costi ambientali relativi a bonifiche
presso i siti produttivi ove sono presenti le centrali Enipower.
Tale fondo si decrementa di 1.891 migliaia di euro per effetto:
- dell’accantonamento per i futuri oneri da sostenere di 296 migliaia di euro;
- degli oneri finanziari di 69 migliaia di euro per il processo di attualizzazione;
- degli utilizzi a fronte di oneri di 2.029 migliaia di euro;
- degli utilizzi per esuberanza di 227 migliaia di euro.
69
Il fondo include :
- l’onere previsto a carico di Enipower S.p.A. (4.200 migliaia di euro) per la proposta di accordo di
compensazione del danno ambientale avviata da eni spa con il Ministero dell’Ambiente e della Tutela del
Territorio e del Mare anche nell’interesse di Enipower;
- le attività di bonifica da eseguire sulla rete di teleriscaldamento relative alla rete di teleriscaldamento
di Bolgiano (3.726 migliaia di euro);
- le attività di bonifica da eseguire presso il sito di Brindisi (2.095 migliaia di euro).
Il fondo smantellamento e ripristino siti di 14.482 migliaia di euro si riferisce ai costi che si presume di
sostenere al momento della rimozione di vecchi impianti e del ripristino dei siti. Il fondo si incrementa di
636 migliaia di euro per effetto delle variazioni di stima di 1.303 migliaia di euro, sulla quale ha
notevolmente influito la revisione dei costi da sostenere presso il sito di Brindisi. Si sono registrati inoltre
oneri finanziari per il trascorrere del tempo per 35 migliaia di euro. Il fondo è diminuito per gli utilizzi a
fronte di oneri di 702 migliaia.
Il fondo riduzione prezzo eccedenze incentivate di 10.694 migliaia di euro è relativo a oneri previsti a fronte
di un contenzioso promosso avanti al TAR circa le pretese avanzate dalla Cassa Conguaglio del Settore
Elettrico per la restituzione dei ricavi relativi agli anni 2004-2006 per l’incentivazione CIP6/92 dell’impianto
di Ravenna.
Il fondo rischi per contenzioso altre imposte di 6.767 migliaia di euro di riferisce per 1.338 migliaia di euro a
contenziosi che riguardano imposte di consumo sull’energia elettrica su cui si sono innestati anche dei
contenziosi che attengono l’IVA per complessive 359 migliaia di euro (sito di Ravenna), contenziosi relativi
ad avvisi di accertamento riguardanti ICI per 2.197 migliaia di euro relativi al sito di Brindisi per gli anni
2006, 2007 e 2008 e per 2.873 migliaia di euro relativi al sito di Ravenna per gli anni 2008, 2009, 2010 e
2011 .
Il fondo rischi per vertenze legali e contenziosi di 1.765 migliaia di euro si riferisce prevalentemente a cause
legali legate alla realizzazione di impianti fotovoltaici e a pretese di terzi a seguito della costituzione di
servitù per la posa di elettrodotti, acquisite con l’incorporazione di Enipower Trasmissione avvenuta nel
2009.
Il fondo unfunded losses (Mutua Assicurazione OIL) di 304 migliaia di euro si riferisce agli oneri accertati,
ma differiti temporalmente negli esercizi successivi, dell’”unfunded losses” attribuito da eni spa alla società
in base alla ripartizione effettuata da eni sulla base dei weighted gross assets US GAAP dichiarati alla Oil
Insurance Ltd (Oil) e si decrementa di 207 migliaia di euro per l’adeguamento apportato nell’esercizio.
Il fondo oneri sociali e TFR su incentivo monetario di 239 migliaia di euro riguarda gli oneri che la società ha
previsto di sostenere a fronte degli oneri accessori da corrispondere sugli incentivi monetari differiti
assegnati ai dirigenti della società.
Il fondo per esodi agevolati si decrementa per utilizzi a fronte oneri di 1.088 migliaia di euro
prevalentemente per la mobilità riferita agli anni 2013 e 2014 e per l’accretion discount di 96 migliaia di
euro rilevato tra le componenti di natura finanziaria.
24
I fondi per benefici ai dipendenti di 6.760 migliaia di euro si articolano come segue:
(migliaia di euro)
Trattamento di fine rapporto di lavoro subordinato
Fondo integrativo sanitario dirigenti aziende Gruppo Eni
Altri fondi per benefici ai dipendenti
31.12.2013
31.12.2014
4.101
4.649
553
725
1.345
1.386
5.999
6.760
Il fondo trattamento di fine rapporto, disciplinato dall’art. 2120 del codice civile, accoglie la stima
dell’obbligazione, determinata sulla base di tecniche attuariali, relativa all’ammontare da corrispondere ai
dipendenti delle imprese italiane all’atto della cessazione del rapporto di lavoro. L’indennità, erogata sotto
70
forma di capitale, è pari alla somma di quote di accantonamento calcolate sulle voci retributive corrisposte
in dipendenza del rapporto di lavoro e rivalutate fino al momento della cessazione dello stesso. Per effetto
delle modifiche legislative introdotte a partire dal 1° gennaio 2007, il trattamento di fine rapporto
maturando sarà destinato ai fondi pensione, al fondo di tesoreria istituito presso l’Inps ovvero, nel caso di
imprese aventi meno di 50 dipendenti, potrà rimanere in azienda. Questo comporta che una quota
significativa del trattamento di fine rapporto maturando sia classificato come un piano a contributi definiti in
quanto l’obbligazione dell’impresa è rappresentata esclusivamente dal versamento dei contributi al fondo
pensione ovvero all’Inps. La passività relativa al trattamento di fine rapporto antecedente al 1° gennaio
2007 continua a rappresentare un piano a benefici definiti da valutare secondo tecniche attuariali.
Il fondo integrativo sanitario dirigenti aziende Gruppo eni accoglie la stima, determinata su basi attuariali,
degli oneri relativi ai contributi da corrispondere al fondo integrativo sanitario a beneficio dei dirigenti in
servizio e pensione.
Gli altri fondi per benefici ai dipendenti riguardano piani a benefici definiti per 673 migliaia di euro, e
benefici a lungo termine per 713 migliaia di euro.
I piani di incentivazione monetaria differita assegnati ai dirigenti che hanno conseguito gli obiettivi
prefissati, e i piani di incentivazione a lungo termine, che saranno erogati al termine del vesting period,
accolgono la stima dei compensi variabili in relazione alle performance aziendali.
I premi di anzianità sono benefici erogati al raggiungimento di un periodo minimo di servizio in azienda e,
per quanto riguarda l’Italia, sono erogati in natura.
I piani di incentivazione monetaria differita e a lungo termine, nonché i premi di anzianità rappresentano
piani per benefici a lungo termine.
I fondi per benefici ai dipendenti, valutati applicando tecniche attuariali, si analizzano come di seguito
indicato:
TFR
(migliaia di euro)
Valore attuale dell'obbligazione all'inizio dell'esercizio
4.543
31.12.2013
Piani
Altri
Medici
Benefici
TFR
Piani
Pensione
4.101
31.12.2014
Piani
Altri
Medici
Benefici
573
1.593
26
308
132
17
30
(44)
(48)
14
0
0
0
(9)
(141)
644
130
49
7
(61)
(120)
(10)
(23)
(319)
(160)
(13)
(317)
(63)
61
24
(19)
Costo corrente
Interessi passivi
Piani
Pensione
123
553
1.345
24
327
17
24
Rivalutazioni:
- utili/perdite attuariali risultanti da variazioni nelle ipotesi demografiche
- utili/perdite attuariali risultanti da variazioni nelle ipotesi finanziarie
- effetto dell'esperienza passata
(60)
Costo per prestazioni passate e Utili/perdite per estinzione
(16)
Contributi al piano:
- Contributi dei dipendenti
- Contributi del datore di lavoro
Benefici pagati
(108)
(13)
di cui per estinzioni
Effetto aggregazioni aziendali, dismissioni, trasferimenti
(362)
Effetto differenze cambio
Valore attuale dell'obbligazione alla fine dell'esercizio
4.101
553
1.345
4.649
725
1.386
71
I costi per benefici ai dipendenti, determinati utilizzando ipotesi attuariali, rilevati a conto economico si
analizzano come di seguito indicato:
TFR
(migliaia di euro)
31.12.2013
Altri
Piani
Benefici
Pensione Medici
Piani
26
Costo corrente
31.12.2014
Piani
Altri
Benefici
Pensione Medici
Piani
TFR
24
308
327
26
(16)
Costo per prestazioni passate e Utili/perdite per estinzione
Interessi passivi (attivi) netti:
- interessi passivi sull'obbligazione
132
17
30
123
17
24
132
17
30
123
17
24
123
17
123
41
377
377
123
24
17
- interessi attivi sulle attività al servizio del piano
- interessi attivi su diritti di rimborso
- interessi sul massimale delle attività
Totale interessi passivi (attivi) netti
- di cui rilevato nei (proventi) oneri finanziari
24
30
- di cui rilevato nel costo lavoro
132
17
132
43
322
322
132
26
17
Rivalutazione dei piani a lungo termine
Altri costi
Totale
- di cui rilevato nel costo lavoro
- di cui rilevato nei (proventi) oneri finanziari
I costi per piani a benefici definiti rilevati tra le altre componenti dell’utile complessivo si analizzano come di
seguito indicato:
TFR
(migliaia di euro)
31.12.2013
Piani
Altri
Benefici
Pensione Medici
Piani
31.12.2014
Piani
Altri
Benefici
Pensione Medici
TFR
Piani
Rivalutazioni:
- utili/perdite attuariali risultanti da variazioni nelle ipotesi demografiche
(44)
(48)
0
0
(9)
644
130
(60)
7
(120)
(10)
-104
-50
524
120
- utili/perdite attuariali risultanti da variazioni nelle ipotesi finanziarie
- effetto dell'esperienza passata
- rendimento delle attività al servizio del piano
- rendimento dei diritti di rimborso
- modifiche nel massimale di attività
Totale
0
Le principali ipotesi attuariali adottate sono di seguito indicate:
Tasso di sconto
31.12.2013
31.12.2014
da 1,10% a 3,00%
da 0,50% a 3,00%
2%
2%
25,7
22,0
25,7
22,0
Tasso tendenziale di crescita dei salari
Tasso d'inflazione
Aspettativa di vita all'età di 65 anni:
- donne
- uomini
Il tasso di sconto adottato è stato determinato considerando i rendimenti di titoli obbligazionari di aziende
Corporate con rating AA; sono state adottate le tavole di mortalità redatte dalla Ragioneria Generale dello
Stato (RG48) con eccezione del piano medico Fisde per il quale sono state adottate le tavole di mortalità
Istat Proiettate e Selezionate (IPS55).
72
Gli effetti derivanti da una modifica ragionevolmente possibile delle principali ipotesi attuariali alla fine
dell’esercizio sono di seguito indicati:
Tasso di sconto
Incremento
del 0,5%
(migliaia di euro)
Trattamento di fine rapporto di lavoro subordinato
Fondo integrativo sanitario dirigenti aziende Gruppo Eni
Altri fondi per benefici ai dipendenti
Tasso di inflazione
Riduzione
del 0,5%
4.312
5.020
655
806
1.352
1.420
Incremento
del 0,5%
Tasso di crescita dei salari
Riduzione
del 0,5%
Incremento
del 0,5%
Tasso di crescita
del costo sanitario
Riduzione
del 0,5%
4.896
4.649
701
194
Incremento
del 0,5%
893
Tale analisi è stata eseguita sulla base di una metodologia che estrapola l’effetto sull’obbligazione netta
derivante da modifiche ragionevolmente possibili delle principali ipotesi attuariali alla data di chiusura
dell’esercizio.
L’ammontare dei contributi che si prevede di versare ai piani per benefici ai dipendenti nell’esercizio
successivo ammonta a 418 migliaia di euro, di cui 77 migliaia di euro relativi ai piani a benefici definiti.
Il profilo di scadenza delle obbligazioni per piani a benefici per i dipendenti è di seguito indicato:
2013
(migliaia di euro)
Piani a benefici definiti
2014
Altri piani
Piani a benefici definiti
Altri piani
Entro 1 anno
83
350
77
341
Entro 2 anni
83
337
77
281
Entro 3 anni
82
313
90
438
Entro 4 anni
81
107
105
35
Entro 5 anni
146
36
93
4
Oltre 5 anni
925
288
870
353
La durata media ponderata delle obbligazioni per piani a benefici per i dipendenti alla fine dell’esercizio è di
seguito indicata:
(migliaia di euro)
Durata media ponderata delle obbligazioni
25
31.12.2014
Piani medici
TFR
15
Altri benefici
21
3
Le altre passività non correnti di 10.777 migliaia di euro (9.274 migliaia di euro al 31 dicembre 2013) si
analizzano come segue:
(migliaia di euro)
31.12.2013
31.12.2014
8.374
5.651
Contratti derivati
- interest rate swap
Altre passività
- risconti passivi a lungo termine
- depositi cauzionali
4.226
900
900
9.274
10.777
73
Il fair value sui contratti derivati non di copertura è di seguito indicato:
(migliaia di euro)
31.12.2013
31.12.2014
8.374
5.651
8.374
5.651
Contratti su tassi d'interesse
- Fair value su contratti su tassi d'interesse
I risconti passivi a lungo termine si riferiscono a risconti passivi di proventi diversi.
I depositi cauzionali a lungo termine sono relativi a depositi cauzionali in contanti ricevuti da clienti terzi e
rimangono invariati rispetto all’esercizio precedente.
26
Patrimonio netto
Il patrimonio netto di Enipower si analizza come segue:
(migliaia di euro)
Capitale sociale
Riserva legale
Riserva per sovraprezzo azioni
31.12.2013
31.12.2014
944.948
944.948
40.648
40.648
2.330
2.330
27.944
27.944
Altre riserve:
- riserve facoltative
- riserve da conferimento
5.066
5.066
- total remeasurement included in OCI (TFR e FISDE)
(604)
(1.233)
- riserva ex-art.13 DLGS 124/93
Utili relativi a esercizi precedenti
19
19
84.851
84.851
Perdite relative a esercizi precedenti
Utile/Perdita dell'esercizio
(49.619)
(49.619)
64.887
1.055.583
1.119.841
Capitale sociale
Al 31 dicembre 2014, il capitale sociale di Enipower è rappresentato da n. 944.947.849 azioni ordinarie del
valore nominale di 1 euro cadauna. Il capitale sociale al 31 dicembre 2014 risulta interamente posseduto da
eni spa che è pertanto l’unico azionista.
Riserva legale
La riserva legale di 40.648 migliaia di euro rimane invariata rispetto all’esercizio precedente.
Riserva da sovrapprezzo azioni
La riserva da sovrapprezzo azioni di 2.330 migliaia di euro non ha subito variazioni nel corso dell’esercizio.
Altre riserve
La riserva facoltativa di 27.944 migliaia di euro rimane invariata rispetto al 31 dicembre 2013.
La riserva da conferimento, per totali 5.066 migliaia di euro, si è costituita nell’anno 2010 e si riferisce al
conguaglio prezzo della cessione del ramo di Bolgiano (7.550 migliaia di euro), al valore di cessione del
ramo amministrativo ad eni-ex Eniadfin (127 migliaia di euro) ed al relativo stanziamento di imposte (2.610 migliaia di euro).
La riserva ex articolo 13 D.Lgs. 124/93 di 19 migliaia di euro non ha subito variazioni rispetto all’esercizio
precedente.
La riserva per remeasurement included in OCI è pari a -1.233 migliaia di euro (-604 migliaia di euro al 31
dicembre 2013) per effetto della componente di OCI al 31 dicembre 2014 del TFR e relative imposte.
74
Utili portati a nuovo
Gli utili portati a nuovo di 84.851 migliaia di euro rimangono invariati rispetto all’esercizio precedente.
Perdite portate a nuovo
Le perdite portate a nuovo sono pari a 49.619 migliaia di euro e si riferiscono alla perdita dell’esercizio 2013
di pari importo come stabilito a seguito della delibera dell’Assemblea degli Azionisti del 11 aprile 2014.
Analisi del patrimonio netto per origine, possibilità di utilizzazione e distribuibilità
(migliaia di euro)
Capitale sociale
Importo
Possibilità di
utilizzazione
944.948
Quota
disponibile
944.948
Riserve di capitale
Riserva per sovrapprezzo azioni
2.330
A, B
2.330
Riserve di utili
Riserva legale
40.648
B
40.648
Riserve disponibili
5.085
A, B, C
5.085
Riserve facoltative
27.944
A, B, C
27.944
Riserva per remeasurement included in OCI
(1.233)
-
Utili / perdite portati a nuovo
35.232
A, B, C
1.054.954
Quota non distribuibile
Residua quota distribuibile
35.232
1.056.187
40.667
1.015.520
Legenda:
A: disponibile per aumento di capitale
B: disponibile per copertura perdite
C: disponibile per distribuzione ai soci
Relativamente alle variazioni nei due esercizi precedenti delle riserve, si rinvia al “Prospetto delle variazioni
nelle voci di patrimonio netto”.
La quota non distribuibile risulta costituita dalla riserva legale al 31 dicembre 2014 (40.648 migliaia di euro)
e dalla riserva ex art. 13 D. Lgs. 124/93 (19 migliaia di euro).
Non vi sono limitazioni alla distribuzione delle riserve a norma dell’art. 2426, comma 1°, n. 5 del codice
civile perché non vi sono costi di impianto e di ampliamento e costi di ricerca e sviluppo non ammortizzati.
Secondo quanto prevede l’art. 109, comma 4 lettera b del DPR n. 917/1986 le riserve diverse da quelle in
sospensione d’imposta (159.607 migliaia di euro) possono essere distribuite senza concorrere alla
formazione del reddito imponibile ai fini Ires fino a 35.966 migliaia di euro. La differenza di 123.641 migliaia
di euro corrisponde agli ammortamenti, alle rettifiche di valore e agli accantonamenti dedotti ai soli fini
fiscali e, dall’esercizio 2004, solo nella dichiarazione dei redditi, al netto della relativa fiscalità differita.
75
27
Garanzie, impegni e rischi
Garanzie
Le garanzie di 28.965 migliaia di euro (30.128 migliaia di euro al 31 dicembre 2013) si analizzano come
segue:
(migliaia di euro)
Altri
Fidejussioni
31.12.2013
Altre
garanzie
personali
Totale
30.131
(3)
30.128
30.131
(3)
30.128
Fidejussioni
31.12.2014
Altre
garanzie
personali
Totale
28.968
(3)
28.965
28.968
(3)
28.965
Le fidejussioni prestate dalla società, tramite eni, a favore di terzi sono principalmente rilasciate a garanzia
di rapporti commerciali.
Impegni e rischi
Gli impegni e rischi si analizzano come segue:
(migliaia di euro)
31.12.2012
31.12.2013
180.247
135.296
180.247
135.296
Impegni
- Acquisto di beni
Rischi
Gli altri impegni per acquisti di beni e servizi ammontano a 132.314 migliaia di euro e si riferiscono
principalmente a contratti pluriennali per l’acquisto di materie prime (46.010 migliaia di euro), al progetto di
adeguamento della centrale di Bolgiano (19.960 migliaia di euro), a progetti di investimento nel sito di
Brindisi (15.752 migliaia di euro) e nel sito di Ravenna per (4.804 migliaia di euro) e a contratti relativi
all’attività di manutenzione svolta da Ansaldo presso il sito di Ferrera Erbognone (8.765 migliaia di euro).
Gestione dei rischi d’impresa
Nell’ambito dei rischi d’impresa, i principali rischi identificati, monitorati e, per quanto di seguito specificato,
attivamente gestiti da Enipower sono i seguenti: (i) il rischio di mercato derivante dall’esposizione alle
fluttuazioni dei tassi di interesse; (ii) il rischio di credito derivante dalla possibilità di default di una
controparte; (iii) il rischio liquidità derivante dalla mancanza di risorse finanziarie per far fronte agli impegni
finanziari a breve termine.
Per quanto attiene ai rischi ambientali si rinvia al paragrafo “Fattori di rischio e incertezza” presente nella
relazione sulla gestione.
Di seguito è fornita la descrizione dei principali rischi aziendali e delle relative modalità di gestione nonché
l’esposizione ai rischi di mercato.
Rischio di mercato
Il rischio di mercato consiste nella possibilità che variazioni dei tassi di interesse o dei prezzi delle
commodity possano influire negativamente sul valore delle attività, delle passività o dei flussi di cassa
attesi.
La società svolge l’attività di produzione nell’ambito del settore elettrico con esposizione ai rischi di mercato
in connessione a modifiche nei tassi d’interesse e nei prezzi delle merci. Il rischio di variazione dei prezzi e
dei flussi finanziari è strettamente connesso alla natura stessa del business ed è solo parzialmente
mitigabile attraverso l’utilizzo di appropriate politiche di gestione del rischio.
Il modello di business di Enipower con il contratto di tolling implica una precisa ripartizione dei ruoli, delle
responsabilità e dei rischi tra Enipower ed il toller. Con il contratto di tolling Enipower assume il ruolo di
76
trasformatore del combustibile di proprietà del toller. Pertanto i rischi tipici di chi opera nel mercato
elettrico, quali l’approvvigionamento del combustibile e la vendita di energia, sono a carico del toller e non
hanno un impatto diretto sulle attività della società.
Inoltre, i flussi finanziari della società sono esposti alle oscillazioni dei tassi di cambio e di interesse in
relazione allo sfasamento temporale tra il momento degli acquisti e delle vendite. In particolare,
l’esposizione ai tassi di cambio deriva dalla circostanza che i prezzi di una parte rilevante dei prodotti
venduti (acquistati) sono quotati o legati al dollaro USA. Le oscillazioni dei tassi di interesse influiscono sul
valore di mercato delle attività e passività finanziarie della società e sul livello degli oneri finanziari netti.
Rischio di tasso d’interesse
Le oscillazioni dei tassi di interesse influiscono sul valore di mercato delle attività e passività finanziarie
dell’impresa e sul livello degli oneri finanziari netti. Enipower utilizza contratti derivati su tassi di interesse,
in particolare Enipower ha stipulato un Interest Rate Swap con eni inerente il rischio di interesse derivante
da un finanziamento a m/l termine concesso da eni a tasso variabile. Per quanto attiene alla valorizzazione
a fair value degli strumenti derivati su tassi di interesse, essa viene fornita dalla controparte eni stessa che
si basa sistematicamente su quotazioni di mercato fornite da primari info-provider.
Rischio di credito
Il rischio credito rappresenta l’esposizione dell’impresa a potenziali perdite derivanti dal mancato
adempimento delle obbligazioni assunte dalla controparte. Eni approccia con policy differenziate i rischi
riferiti a controparti per transazioni commerciali, rispetto a quelli riferiti a controparti per transazioni
finanziarie, in funzione anche, per quanto attiene a questi ultimi, del modello di finanza accentrato adottato.
Per quanto attiene al rischio di controparte in contratti di natura commerciale la gestione del credito è
affidata alla responsabilità delle unità di business e alle funzioni specialistiche eni dedicate, sulla base di
procedure formalizzate di valutazione e di affidamento dei partner commerciali, ivi comprese le attività di
recupero crediti e dell’eventuale gestione del contenzioso. A livello eni vengono definiti gli indirizzi e le
metodologie per la qualificazione e il controllo della rischiosità del cliente. Per quanto attiene al rischio di
controparte finanziaria derivante dall’impiego della liquidità, dalle posizioni in contratti derivati e da
transazioni con sottostante fisico con controparti finanziarie, le sopra indicate “Linee Guida” individuano
come obiettivo di risk management l’ottimizzazione del profilo di rischio nel perseguimento degli obiettivi
operativi. I limiti massimi di rischio sono espressi in termini di massimo affidamento per classi di
controparti, definite a livello di Consiglio di Amministrazione e basate sul rating fornito dalle principali
Agenzie. Il rischio è gestito dalle Strutture di Finanza Operativa eni nonchè da Eni Trading & Shipping per
l’attività in derivati su commodity, nonché dalle società e divisioni limitatamente alle operazioni su fisico con
controparti finanziarie, in coerenza con il modello accentrato. Nell’ambito dei massimali definiti per classe di
rating, sono individuati per ciascuna struttura operativa gli elenchi nominativi delle controparti abilitate,
assegnando a ciascuna un limite massimo di affidamento, che viene monitorato e controllato giornalmente.
La situazione di criticità verificatasi sui mercati finanziari ha determinato l’adozione di più stringenti
disposizioni, quali la diversificazione del rischio e la rotazione delle controparti finanziarie, e di selettività per
le operazioni in strumenti derivati di durata superiore a tre mesi. L’impresa non ha avuto casi significativi di
mancato adempimento delle controparti.
La società gestisce il rischio credito sulla base delle policy emesse dalla controllante.
Al 31 dicembre 2014 non vi sono concentrazioni significative di rischio di credito nei confronti di soggetti
terzi; il 96,91% dei crediti è verso entità correlate, prevalentemente verso eni Divisione Gas & Power.
Rischio di liquidità
Il rischio liquidità rappresenta il rischio che, a causa dell’incapacità di reperire nuovi fondi (funding liquidity
risk) o di liquidare attività sul mercato (asset liquidity risk), l’impresa non riesca a far fronte ai propri
impegni di pagamento e, più in generale, a esigenze finanziarie di breve termine.
Allo stato attuale, la società ritiene, data l’ampia disponibilità di accedere a linee di credito, di avere accesso
a fonti di finanziamento sufficienti a soddisfare le prevedibili necessità finanziarie.
77
Pagamenti futuri a fronte di passività finanziarie, debiti commerciali e altri debiti
Nella tavola che segue sono rappresentati gli ammontari di pagamenti contrattualmente dovuti relativi ai
debiti finanziari compresi i pagamenti per interessi.
Anni di scadenza
(migliaia di euro)
2014
2015
2016
2017
2018
Oltre
Totale
54.617
54.545
54.545
54.546
218.253
62.991
54.545
54.545
54.546
226.627
1.457
1.121
715
305
3.598
2015
2016
2017
54.585
54.545
54.546
163.676
60.236
54.545
54.546
169.327
824
526
225
1.575
31.12.2013
Passività per strumenti derivati
Interessi su debiti finanziari
8.374
8.374
Garanzie finanziarie
Anni di scadenza
2018
2019
Oltre
Totale
31.12.2014
Passività per strumenti derivati
Interessi su debiti finanziari
5.651
5.651
Garanzie finanziarie
Nella tavola che segue è rappresentato il timing degli esborsi a fronte dei debiti commerciali e diversi:
(migliaia di euro)
2014
Anni di scadenza
2015-2018
Oltre
Totale
31.12.2013
Debiti commerciali
Altri debiti e anticipi
193.431
270
193.701
270
195.213
1.512
1.512
194.943
2015
Anni di scadenza
2016-2019
Oltre
Totale
31.12.2014
Debiti commerciali
Altri debiti e anticipi
148.940
149.685
78
265
149.205
265
149.950
745
745
Altre informazioni sugli strumenti finanziari
Categorie di strumenti finanziari - Valore di iscrizione e relativi effetti economici e
patrimoniali
Il valore di iscrizione degli strumenti finanziari e i relativi effetti economici e patrimoniali sono di seguito
illustrati:
2013
2014
Proventi (oneri) rilevati a
(migliaia di euro)
Valore di iscrizione
Conto economico
Proventi (oneri) rilevati a
Patrimonio
netto
Valore di iscrizione
Conto economico
Patrimonio
netto
Strumenti finanziari di negoziazione:
- Strumenti derivati non di copertura (a)
Crediti e debiti e altre attività/passività
valutate al costo ammortizzato:
- Crediti commerciali e altri crediti (b)
- Crediti finanziari
(8.374)
123
(5.651)
(1.154)
393.154
(650)
390.668
115
90
90
- Debiti commerciali e altri debiti
(220.889)
(206.226)
- Debiti finanziari
(218.253)
(163.676)
(a) Gli effetti a conto economico sono stati rilevati nei "Proventi (oneri) finanziari".
(b) Gli effetti a conto economico sono stati rilevati negli "Acquisti prestazioni di servizi e costi diversi" per 115 migliaia di euro di oneri (utilizzo fondo svalutazione crediti).
Valori di mercato degli strumenti finanziari
Nell’espletamento della sua attività, l’impresa utilizza diverse tipologie di strumenti finanziari. Le
informazioni concernenti il valore di mercato degli strumenti finanziari dell’impresa sono riportate di seguito.
Crediti commerciali e altri crediti: il valore di mercato dei crediti commerciali e altri crediti esigibili oltre
l’esercizio successivo è stimato sulla base del valore attuale dei flussi di cassa futuri.
Altre attività finanziarie non correnti: il valore di mercato delle altre attività finanziarie non correnti è
stimato sulla base del valore attuale dei flussi di cassa futuri.
Altre attività non correnti: il valore di mercato delle altre attività non correnti è stimato sulla base del valore
attuale dei flussi di cassa futuri.
Passività finanziarie a lungo termine e quote a breve di passività a lungo termine: il valore di mercato delle
passività finanziarie esigibili oltre l’esercizio successivo, inclusa la quota a breve, è stimato sulla base del
valore attuale dei flussi di cassa futuri.
Altre passività non correnti: il valore di mercato delle altre passività non correnti è stimato sulla base del
valore attuale dei flussi di cassa futuri.
31.12.2013
(migliaia di euro)
Valore contabile
- Altre attività non correnti
- Passività finanziarie a lungo termine e quote a breve
- Altre passività non correnti
31.12.2014
Valore di mercato
Valore contabile
Valore di mercato
91
91
91
91
218.253
218.253
163.676
163.676
9.274
9.274
10.777
10.777
Contratti derivati
Valori nominali dei contratti derivati
Per valore nominale di un contratto derivato si intende l’ammontare contrattuale con riferimento al quale i
differenziali sono scambiati; tale ammontare può essere espresso sia in termini di quantità monetarie sia in
termini di quantità fisiche (ad esempio barili, tonnellate, ecc.). Le quantità monetarie in valuta estera sono
convertite in euro applicando il cambio corrente alla data di chiusura dell’esercizio.
79
I valori nominali dei contratti derivati, riepilogati successivamente, non rappresentano gli importi scambiati
tra le parti e pertanto non costituiscono una misura dell’esposizione al rischio di credito per l’impresa che è
limitata al fair value positivo dei contratti a fine esercizio.
Gestione del rischio dei tassi di interesse
L’impresa ha stipulato un interest rate swap per mitigare il rischio connesso alle oscillazioni dei tassi di
interesse.
(migliaia di euro)
Interest rate swap (IRS)
Valore nominale al
31.12.2013
Valore nominale al
31.12.2014
109.091
81.818
L’ Interest Rate Swap (IRS) è stato stipulato con l’obiettivo di stabilizzare il flusso dei pagamenti relativi agli
interessi sul finanziamento a lungo termine. Relativamente a tale contratto l’impresa ha concordato con la
controparte di scambiare, a scadenze determinate, la differenza tra un tasso fisso e un tasso variabile
calcolata su un valore nominale di riferimento. Nella tabella che segue per lo swap in essere, sono riportati il
tasso medio ponderato nonché la scadenza dell’operazione. Il tasso medio variabile è basato sul tasso alla
fine dell'esercizio e può subire modifiche che potrebbero influenzare in modo significativo i futuri flussi
finanziari. Il confronto tra il tasso medio acquistato e venduto non è indicativo del risultato del contratto
derivato posto in essere; la determinazione di questo risultato è effettuata tenendo conto dell’operazione
sottostante.
31.12.2013
31.12.2014
Tasso medio ponderato venduto
3,98%
3,98%
Tasso medio ponderato acquistato
0,28%
0,08%
Scadenza media ponderata (anni)
4,01
3,00
(migliaia di euro)
Vendere tasso fisso/Acquistare tasso variabile
80
Contenziosi
La società è parte in procedimenti civili e amministrativi e in azioni legali collegati al normale svolgimento
delle sue attività. Di seguito è indicata una sintesi dei procedimenti più significativi.
Contenzioso civile
1. Con atto di citazione del 24 aprile 2008 il sig. Grassenio, proprietario di un appezzamento di terreno sito
in Mazzarino sul quale, negli anni settanta, è stato installato un elettrodotto da parte dell’allora Agip Petroli
S.p.A. successivamente trasferito ad Enipower Trasmissione e poi ceduto a Terna S.p.A., ha convenuto
Enipower Trasmissione, incorporata in Enipower a far data dall’1/1/2009, dinanzi al Tribunale di Gela
assumendo l’insussistenza di procedimenti espropriativi e di costituzione di diritti di servitù e chiedendo il
risarcimento dei danni per l’illegittima installazione quantificati in euro 45.000,00, oltre un ulteriore
risarcimento da determinarsi nel corso del giudizio per deturpamento dell’ambiente e per la limitazione
dell’utilizzo dell’immobile. Terna S.p.A. quale avente causa di Enipower Trasmissione, ora Enipower, ha
chiamato in garanzia quest’ultima che ha eccepito l’intervenuta prescrizione del diritto, nonché l’esistenza di
una servitù costituita dal precedente proprietario dell’immobile, con tanto di riconoscimento di indennizzo, a
favore dell’Anic S.p.A., dante causa di AgipPetroli S.p.A., e titolare originaria dell’elettrodotto. Con sentenza
del 17 luglio 2013 il Tribunale di Gela ha rigettato integralmente la domanda del sig. Grassenio e ha
dichiarato l’intervenuto acquisto per usucapione della servitù di elettrodotto. La sentenza non è stata
impugnata ed è pertanto definitivamente passata in giudicato nel mese di ottobre 2014. Il contenzioso è
pertanto concluso.
2. Nel 2003 il sig. Mitrotta, locatario di un terreno attiguo al comprensorio industriale del Comune di
Brindisi, aveva citato presso il Tribunale di Brindisi Enipower e altre società coinsediate per asseriti danni
alle sue coltivazioni provocati, a sua detta, dalle emissioni dal sito petrolchimico di Brindisi. Il valore del
risarcimento richiesto è di euro 232.000,00. Nel settembre 2013, il giudice ha aderito alle eccezioni
sollevate dai convenuti e con sentenza parziale ha dichiarato l’illegittimità dell’acquisizione della
documentazione, nominando nel gennaio 2014 nuovi Consulenti Tecnici d’Ufficio. La relazione dei nuovi
consulenti, depositata in data 25 luglio 2014, ha ribadito le conclusioni dei consulenti precedenti sostenendo
la “ragionevole verosimiglianza” dell’esistenza di un nesso di causalità tra le emissioni del sito e i danni alle
colture lamentati dal sig. Mitrotta. La nuova relazione è stata profondamente contestata da Enipower e dalle
altre società coinsediate e il giudice ha assegnato il nuovo termine del 23 gennaio 2015 ai consulenti per
depositare chiarimenti e risposte alle osservazioni delle controparti.
3. La Nuova Sicma S.r.l., in liquidazione, ha presentato ricorso per decreto ingiuntivo nei confronti della
società per ottenere il pagamento di euro 285.000,00 in relazione alle prestazioni derivanti da un contratto
di appalto. La società si è opposta, sostenendo che tali somme non sono dovute in quanto all’appaltatrice
sono state addebitate penali per uguale importo a causa di inadempimenti al predetto contratto. Si è in
attesa della pronuncia della sentenza.
4. In data 7 settembre 2009 vennero attivati per conto di Enipower due contratti quadro con validità
triennale (scadenza 06.09.2012) con le società Hi.de.co Srl e B&T Impianti Sas. I contratti prevedevano il
medesimo assetto negoziale con oggetto “Servizi di Assemblaggio di Moduli Fotovoltaici”, realizzati
eseguendo operazioni in conto lavorazione sui materiali di proprietà Enipower. In data 29 novembre 2013
Enipower ha ricevuto un atto di citazione per conto della Hi.de.co srl per promuovere un’azione di
risarcimento danni per inadempimento da parte di Enipower dell’art. 4.1.2 del contratto (Ordini di lavoro
minimi garantiti ed in opzione di acquisto) per una somma complessiva di euro 2.215.714,40. Enipower,
pur riconoscendo l’obbligo contrattuale previsto a suo carico di garantire un minimo di ordini di lavoro in
favore di Hi.de.co, contesta il valore economico delle pretese di controparte e si è costituita in giudizio. Lo
scorso 26 giugno 2014 si è tenuta la prima udienza di comparizione e trattazione della causa e sono state
depositate le memorie di replica ex art.183 c.p.c. Nella propria comparsa di costituzione e risposta Enipower
ha sollevato un’eccezione di incompetenza del Tribunale di Velletri in favore di quello di Milano. Nell’udienza
del 3 marzo 2015 il giudice ha rigettato tutte le richieste istruttorie di Hideco e ha fissato l’udienza per la
81
precisazione delle conclusioni al 15 marzo 2016. In tale udienza il giudice si pronuncerà sull’eccezione di
incompetenza del Tribunale di Velletri.
5. Il contenzioso si è originato dall’ opposizione di Pigozzi Impiantistica a decreto ingiuntivo notificato alla
controparte da Enipower S.p.A. avente ad oggetto un credito di quest'ultima per il mancato pagamento da
parte di Pigozzi di materiali fotovoltaici ad essa venduti. In tale opposizione Pigozzi ha proposto domanda
riconvenzionale chiedendo la condanna di Enipower al pagamento di euro 1.367.403,11 a titolo di mancati
pagamenti di extracosti sostenuti nell'esecuzione dei lavori eseguiti da Pigozzi per conto di Enipower per la
costruzione ed installazione di impianti fotovoltaici presso i comuni di Verano (BZ) e Apecchio (PU).
Enipower ritiene di essere solo creditrice di Pigozzi e di aver già corrisposto quanto dovuto contrattualmente
a Pigozzi. Per tali ragioni ha deciso di costituirsi in giudizio. Nell’udienza del 2 luglio 2014 il giudice ha
invitato le parti a valutare l’ipotesi di una soluzione transattiva della vertenza, rinviando la causa al giorno 8
ottobre 2014 e, successivamente, al 3 febbraio 2015. Nel frattempo la controparte ha sottoposto al legale
esterno di Enipower una proposta di definizione in via bonaria della controversia che è stata giudicata non
accettabile da quest’ultimo. Il giudice in data 3 febbraio 2015, preso atto del mancato raggiungimento di un
accordo stragiudiziale, si è riservato di decidere in merito a tutte le istanze formulate dalle parti.
6. In data 7 gennaio 2014 è stato notificato un atto di citazione a Enipower e Sapiem da parte della società
IGECO Costruzioni. Il contenzioso, promosso con atto di citazione a comparire innanzi al Tribunale civile di
Milano, ha per oggetto una richiesta di pagamento di una euro 1.084.855,69. La vicenda trae origine
dall’esecuzione di un rapporto contrattuale esauritosi nel 2006 per l’erogazione di alcuni servizi di ingegneria
e la fornitura di materiali per la costruzione di alcuni impianti presso la centrale termoelettrica a ciclo
combinato di proprietà del committente all’interno del polo petrolchimico di Brindisi. Snamprogetti (oggi
Saipem) era stata individuata quale gestore del contratto per conto di Enipower. Durante l’esecuzione del
contratto la ditta IGECO aveva formulato due riserve al giornale lavori sostenendo che, a causa di eventi
imputabili alle società convenute e non conosciuti dalla ditta attrice al momento della presentazione
dell’offerta, quest’ultima aveva dovuto sopportare maggiori oneri e costi dei quali aveva sempre chiesto il
relativo rimborso senza poi ottenerlo. La prima riserva iscritta dalla ditta riguardava una serie di interventi
addizionali e supplementari effettuati per una corretta esecuzione di un minitunnel dove collocare le
tubazioni afferenti alla centrale termoelettrica. La seconda riserva atteneva ai maggiori costi per estensione
dei termini contrattuali oltre la data di fine lavori contrattualmente prevista (16 marzo 2006). Secondo
IGECO tali ritardi sono imputabili esclusivamente “alla condotta inadempiente e non collaborativa della
Committente”. Enipower ritiene non dovute le somme chieste da IGECO e si è costituita in giudizio per
contrastare le pretese della controparte. A seguito di nuova assegnazione della causa alla sezione del
Tribunale di Milano competente, si è tenuta lo scorso 26 novembre la prima udienza di comparizione delle
parti e trattazione della causa. E’ attualmente in corso lo scambio delle memorie di replica ex. art. 183
comma 6 c.p.c.
Contenzioso amministrativo
La società ha proposto ricorso avanti al TAR Lazio in data 18 maggio 2012 per l’annullamento della nota
del Gestore Servizi Energetici (GSE) del 20 marzo 2012, attraverso la quale ha ritenuto non applicabile alla
produzione combinata di energia elettrica e calore effettuata nell’anno 2011 la delibera 42/02 in relazione
all’esenzione dall’obbligo di acquisto di Certificati Verdi (CV) di cui all’art. 11 del d.lgs 79/99.
A seguito del ricorso, sono state impugnate le comunicazioni di improcedibilità della richiesta di
riconoscimento della produzione per l’anno 2011 di energia elettrica e calore come cogenerazione ai sensi
della delibera AEEG 42/02, trasmesse dal GSE in data 10.7.2012.
Nel mese di novembre del 2012, inoltre, Enipower ha ricevuto dal GSE dei “preavvisi di rigetto” dell’istanza
per il riconoscimento del funzionamento come cogenerazione ad alto rendimento ai sensi del d.lgs. 20/07
come integrato dal D.M. 4 agosto 2011, anch’essi prontamente impugnati.
In data 8 gennaio 2013 il GSE ha trasmesso a Enipower una comunicazione relativa all’acquisto dei CV per
la produzione 2011, nella quale il numero di certificati previsti non teneva conto dell’energia prodotta in
cogenerazione, ovvero dell’energia CAR. Anche tale nota è stata impugnata.
82
Enipower ha quindi proposto ricorso presso il TAR del Lazio contro le comunicazioni del GSE del 29 aprile
2013 di rigetto del riconoscimento della produzione CAR per l’anno 2011.
In data 8 maggio 2013 il GSE ha trasmesso la comunicazione “Certificati Verdi – Autocertificazione
dell’obbligo 2012” (sempre relativo alla produzione 2011) con la quale ha definitivamente determinato il
numero di Certificati Verdi necessari per l’adempimento dell’obbligo di cui all’art. 11, comma 1, del d.lgs. n.
79/99. Con lettera del 4 giugno 2013 il GSE ha chiesto di annullare a Enipower, entro 30 giorni, il
quantitativo di CV necessari per adempiere l’obbligo. Enipower ha proposto ricorso avanti al TAR Lazio,
Roma. Con decreto cautelare del 28 giugno 2013 il TAR del Lazio ha sospeso il provvedimento e fissato
l’udienza in camera di consiglio al 31 luglio 2013. Prima della camera di consiglio, tuttavia, il GSE ha
annullato in parte la comunicazione di verifica e richiesta di adempimento. Enipower, di conseguenza, ha
rinunciato all’azione cautelare per sopravvenuta carenza di interesse, non sussistendo più le ragioni di
urgenza. Il giudice amministrativo ha preso atto della sopravvenuta carenza di interesse all’istanza
cautelare. Enipower ha quindi per ora provveduto all’annullamento dei CV esclusivamente per la parte non
contestata.
Per quanto riguarda la produzione relativa al 2012, la società ha proposto ricorso avanti al TAR del Lazio
contro le comunicazioni di improcedibilità delle istanze di riconoscimento della produzione in cogenerazione
ai sensi della delibera 42/02 a suo tempo presentate. La società ha inoltre impugnato con istanza di
sospensione cautelare, la comunicazione del 3 marzo 2014 – con la quale il GSE ha stabilito il numero dei
CV da annullare, ancora una volta senza tenere conto dell’energia prodotta in cogenerazione ai sensi
dell’art. 2, comma 8, d.lgs. 79/99 e relativa delibera 42/02 – nonché la successiva comunicazione del 18
aprile 2014, con la quale il GSE chiedeva di annullare il quantitativo di CV, come sopra definito, entro 30
giorni. Con decreto n. 2194/2014, il giudice amministrativo ha sospeso i provvedimenti impugnati .
Enipower ha dunque provveduto all’annullamento dei CV esclusivamente per la parte non contestata.
Il 30 ottobre 2014 si è tenuta l’udienza di merito con riferimento ai ricorsi contro i provvedimenti finali di
determinazione dell’importo dei CV per l’adempimento dell’obbligo e la successiva notificazione
dell’ottemperanza, relativi alle produzioni 2011 e 2012. Con ordinanza del 14 gennaio 2015, Il TAR del Lazio
ha ritenuto preferibile decidere con un’unica sentenza sia sui ricorsi relativi agli atti definitivi sia sui ricorsi
relativi agli atti intermedi. Il giudice ha quindi fissato per il 16 aprile 2015 una nuova udienza di merito per
la trattazione congiunta di tutti i ricorsi.
Per quanto riguarda la produzione 2013, come per gli anni precedenti la società ha proposto ricorso presso
il TAR del Lazio contro le comunicazioni di improcedibilità delle istanze di riconoscimento della produzione in
cogenerazione ai sensi della delibera AEEG n. 42/02.
Contenzioso penale
1. In data 24 gennaio 2012 la Procura di Roma ha notificato ai responsabili dello stabilimento di Nettuno
l’avviso di conclusione delle indagini con riferimento al procedimento penale 51864/11. Con tale
provvedimento veniva contestata la falsa attestazione commessa dai responsabili di stabilimento al
Dirigente della Provincia di Roma, circa le sostanze contaminanti presenti negli scarichi parziali e finali dello
stabilimento. Secondo l’ipotesi accusatoria con tale azione, gli indagati avrebbero indotto in errore il
Pubblico Ufficiale, il quale nel provvedimento autorizzativo non disponeva il controllo sulla presenza di
alcune sostanze pericolose riscontrate invece durante le verifiche in data 7 gennaio 2011 e 1 aprile 2011.
Nel 2014 al termine del dibattimento tutti gli imputati sono stati assolti perché il fatto non sussiste.
2. Nel mese di luglio 2012 nello stabilimento di Brindisi si è verificato lo sversamento in mare di soda
caustica diluita al 25%. La causa è da attribuire a una fessurazione presente nel bacino di contenimento del
serbatoio di stoccaggio soda dell’impianto di produzione acqua demineralizzata. Sono intervenuti sul posto
la Capitaneria di Porto, i Carabinieri e l’ARPA Dipartimento di Brindisi che hanno attivato un procedimento
d’indagine. Il PM ha chiesto il rinvio a giudizio del direttore di stabilimento, del responsabile impianti e del
responsabile della sicurezza e ha disposto la citazione diretta a giudizio. Durante il dibattimento la società
intende dimostrare che tutti i campionamenti effettuati erano a norma e che, per la sostanza individuata,
non è prevista alcuna sanzione penale. Il dibattimento è in corso di svolgimento.
83
Contenzioso ambientale
1. La società, nell’interesse dello stabilimento di Brindisi, ha presentato ricorso presso il Tar Lazio per
l’impugnazione del Regolamento Regionale -Regione Puglia del 3 ottobre 2012, n. 24 “Linee guida per
l’attuazione della Legge regionale n. 21 del 24 luglio 2012”, recante “Norme a tutela della salute,
dell’ambiente e del territorio sulle emissioni industriali inquinanti per le aree pugliesi già dichiarate a elevato
rischio ambientale”.
Il provvedimento è fortemente lesivo degli interessi della società poiché, al suo interno, prevede la
creazione della VDS (Valutazione di Danno Sanitario) come procedura di valutazione degli impatti delle
emissioni industriali sulla popolazione. Questo è un approccio che non corrisponde ad alcuno schema
discusso in letteratura scientifica ed è fortemente ambiguo in relazione ai metodi impiegati. Il ricorso non è
stato discusso nel merito al Tar del Lazio all’udienza prevista per il 16 luglio 2013, ma la discussione è stata
rinviata a causa di uno sciopero degli Avvocati. In data 26/11/2013 la società ha presentato ricorso per
motivi aggiunti presso il TAR del Lazio in relazione alla definizione dei criteri di VDS indicati nel DM 24 aprile
2013 del Ministro della salute di concerto con il Ministro dell’ambiente.
2. Nell’ambito dell’iter amministrativo per il rinnovo dell’Autorizzazione Integrata Ambientale (AIA) della
centrale Enipower di Brindisi, la Conferenza di Servizi del 10 giugno 2014, svoltasi presso il Ministero
dell’Ambiente, ha recepito un parere avanzato dalla Regione Puglia che raccomanda come valore limite per
le emissioni per gli NOx 30 mg/Nm3 anziché 50 mg/Nm3. La società, nell’ambito della fase istruttoria ha
ampiamente dimostrato, anche con il supporto delle ditte costruttrici dell’impianto, l’impossibilità tecnica del
raggiungimento di tale parametro.
La società pertanto ha ritenuto di presentare ricorso al TAR per l’impugnazione della prescrizione di cui
sopra ed è in attesa della fissazione dell’udienza. La società ha inoltre impugnato il Decreto AIA che ha
recepito le determinazioni della Conferenza di Servizi sopra richiamata e ha presentato al Ministero
dell’Ambiente un’istanza per la modifica di tale prescrizione. Attualmente si è in attesa del parere
dell’Istituto Superiore di Sanità.
84
28
Ricavi
Di seguito sono analizzate le principali voci che compongono i “Ricavi”. I motivi delle variazioni più
significative sono indicati nel “Commento ai risultati economico-finanziari” della “Relazione sulla gestione”.
I ricavi della gestione caratteristica si analizzano come segue:
(migliaia di euro)
Ricavi delle vendite e delle prestazioni
2013
2014
962.623
863.572
Accise correlate alle vendite
Variazione dei lavori in corso su ordinazione
(778)
187
962.810
862.794
I ricavi delle vendite e delle prestazioni per categorie di attività si analizzano come segue:
2013
2014
Corrispettivi di conto lavorazione
546.528
477.153
Energia elettrica
126.535
119.331
Ricavi per operazioni di mercato dei servizi di dispacciamento
132.086
124.008
Vapore
109.588
101.759
41.120
31.896
Dispacciamento, trasporto e altri oneri accessori energia elettrica
3.886
4.241
Pannelli e sistemi fotovoltaici
2.199
4.422
(migliaia di euro)
Ricavi delle vendite di produzione e materie diverse:
Ricavi per somministrazione acqua industriale, altre utilities e servizi
Ricavi per nuove iniziative progettuali
681
762
962.623
863.572
I corrispettivi di conto lavorazione riguardano prevalentemente il contratto di conto lavorazione con eni
Divisione Gas & Power e in misura marginale l’analogo contratto con EniServizi S.p.A.
I ricavi per energia elettrica e vapore e altre utilities sono realizzati esclusivamente nei confronti dei clienti
ubicati nei siti petrolchimici ove è presente la società con le proprie centrali.
L’impresa opera sostanzialmente in Italia.
Gli altri ricavi e proventi si analizzano come segue:
2013
2014
Cessione di certificati verdi e TEE
7.759
9.696
Risarcimento danni da enti assicurativi
2.841
(migliaia di euro)
Proventi relativi a transazioni e liti
Contributi in conto esercizio
Cessione di Emission Rights
Penalità contrattuali e altri proventi relativi a rapporti commerciali
1.555
1.292
102
252
3
15
7.177
7.353
19.437
18.876
Plusvalenze da vendite di attività materiali e immateriali
Altri proventi
15
215
38
85
Gli altri proventi di 7.353 riguardano principalmente i proventi per servizi manageriali prestati per conto
delle società controllate Enipower Mantova S.p.A. (2.321 migliaia di euro) e SEF S.r.l. (2.649 migliaia di
euro).
29
Costi operativi
Di seguito sono analizzate le principali voci che compongono i “Costi operativi”. I motivi delle variazioni più
significative sono indicati nel “Commento ai risultati economico-finanziari” della “Relazione sulla gestione”.
Gli acquisti, prestazioni di servizi e costi diversi si analizzano come segue:
2013
(migliaia di euro)
Costi per materie prime, sussidiarie, di consumo e merci
Costi per servizi
2014
525.601
466.793
77.326
72.174
Costi per godimento di beni di terzi
2.698
2.940
Variazioni delle rimanenze
3.607
3.891
49.222
51.783
Altri oneri
Accantonamenti al fondo svalutazione crediti
650
Accantonamenti netti ai fondi per rischi e oneri
(115)
53.939
33.504
713.043
630.970
a dedurre:
- incrementi per lavori interni - attività materiali
(6.410)
706.633
(2.791)
628.179
I costi per materie prime, sussidiarie, di consumo e merci di 464.002 migliaia di euro riguardano:
2013
2014
Altre materie prime e materiali diversi
199.507
187.623
Energia elettrica
170.139
150.932
Vapore
198.544
182.432
Appalti per costruzione impianti
55.856
58.148
Acqua
36.659
22.731
(79.248)
(76.925)
(migliaia di euro)
Vapore alta pressione
Riaddebito materiali
Acquisti per investimenti
86
(62.266)
(60.939)
519.191
464.002
I costi per servizi di 72.174 migliaia di euro riguardano:
(migliaia di euro)
2013
2014
Utilizzo fondi a fronte costi di esercizio per servizi
(2.518)
(2.731)
212
166
Progettazione e direzione lavori
3.886
2.167
35.557
33.565
Trasporti e movimentazioni
4.544
3.587
Assicurazioni
2.629
2.687
Costruzioni
Manutenzioni
Costi di vendita diversi
Altri servizi di carattere operativo
Costi per servizi relativi al personale
Consulenze e prestazioni professionali
Pubblicita, propaganda e rappresentanza
Altri servizi di carattere generale
1
25.206
(1)
21.679
862
906
8.665
11.082
668
275
82
26
Riaddebiti costi di manutenzione
Riaddebiti trasporti e movimentazioni
Riaddebiti altri servizi di carattere operativo
(21)
(38)
(2.447)
(1.181)
62.266
31.488
(62.266)
(31.488)
77.326
72.174
Riaddebiti per servizi al personale
Acquisti prestazioni per costruzione impianti
Servizi per investimento
(15)
Nel totale delle consulenze e prestazioni professionali sono inclusi i compensi spettanti alla società di
revisione , come segue:
(migliaia di euro)
Servizi di revisione
2013
2014
90
88
90
88
Servizi diversi dalla revisione :
attività su sistema di controlli interni
I compensi riguardano unicamente l’attività di revisione legale dei conti. Non sono stati svolti altri servizi
diversi dalla revisione contabile.
I costi per godimento beni di terzi di 2.940 migliaia di euro riguardano:
(migliaia di euro)
2013
Locazioni
2.256
2.103
354
425
80
400
Leasing operativi
Canoni per brevetti, licenze e concessioni
Noleggi
2014
8
12
2.698
2.940
La variazione delle rimanenze di 3.891 migliaia di euro riguarda principalmente le materie prime e i prodotti
finiti dell’attività fotovoltaica.
Gli oneri diversi di gestione, pari a 51.783 migliaia di euro, riguardano principalmente l’acquisto di quote di
diritti di emissione (41.294 migliaia di euro) e l’Imposta Municipale sugli Immobili (7.746 migliaia di euro).
Gli accantonamenti ai fondi per rischi e oneri di 33.504 migliaia di euro riguardano principalmente gli
accantonamenti al fondo certificati verdi per 32.961 migliaia di euro.
87
Le informazioni relative ai fondi rischi e oneri sono indicate alla nota n. 23 a cui si rinvia.
Costo lavoro
Il costo lavoro si analizza come segue:
(migliaia di euro)
Salari e stipendi
2013
2014
23.792
22.043
Oneri sociali
7.057
6.538
Oneri per programmi a benefici e contributi definiti
1.724
1.757
Altri costi
1.505
47
196
1.056
34.274
31.441
Comandati e borsisti
a dedurre:
- incrementi per lavori interni - attività materiali
(97)
34.177
31.441
Gli oneri per programmi a benefici definiti pari a 1.757 migliaia di euro includono oneri per programmi a
contributi definiti per 377 migliaia di euro e oneri per programmi a benefici definiti per 1.380 migliaia di
euro.
Gli oneri per programmi a benefici definiti sono analizzati alla nota n. 24 relativa ai Fondi per benefici ai
dipendenti.
Numero medio dei dipendenti
Il numero medio dei dipendenti ripartito per categoria è il seguente:
(numero)
2013
2014
Dirigenti
18
Quadri
79
78
Impiegati
237
224
Operai
113
99
447
418
17
Il numero medio dei dipendenti è calcolato come semisomma dei dipendenti all’inizio e alla fine del periodo.
Compensi spettanti agli amministratori e ai sindaci
I compensi spettanti agli amministratori e ai sindaci si analizzano come segue:
(migliaia di euro)
2013
2014
Compensi agli amministratori
56
60
108
81
164
141
Compensi ai sindaci
I compensi comprendono gli emolumenti e ogni altra somma avente natura retributiva, previdenziale e
assistenziale dovuti per lo svolgimento della funzione di amministratore o di sindaco, che abbiano costituito
un costo per la società anche se non soggetti all’imposta sul reddito delle persone fisiche.
88
Gli ammortamenti e svalutazioni si analizzano come segue:
(migliaia di euro)
2013
2014
Ammortamenti:
112.447
94.840
776
775
113.223
95.615
221.021
13.822
Svalutazioni:
371
221.392
30
13.822
334.615
109.437
2013
2014
Proventi (oneri) finanziari
I proventi (oneri) finanziari si analizzano come segue:
(migliaia di euro)
Proventi (oneri) finanziari
Proventi finanziari
Oneri finanziari
Strumenti finanziari derivati
595
469
(2.362)
(1.848)
(1.767)
(1.379)
123
(1.154)
(1.644)
(2.533)
2013
2014
Il valore netto dei proventi e oneri finanziari si analizza come segue:
(migliaia di euro)
Proventi (oneri) finanziari correlati all'indebitamento finanziario netto
- Interessi e altri oneri verso la controllante
(1.944)
(1.401)
- Interessi e altri oneri verso banche e altri finanziatori
- Interessi attivi verso banche
- Interessi e altri proventi su crediti finanziari non strumentali all'attività operativa
306
297
(1.638)
(1.104)
Differenze attive (passive) di cambio
- Differenze attive di cambio
128
- Differenze passive di cambio
(11)
(104)
117
(104)
Altri proventi (oneri) finanziari
- Proventi su partecipazioni
- Interessi e altri proventi su crediti finanziari e titoli strumentali all'attività operativa
- Interessi su crediti commerciali
100
36
56
133
- Oneri finanziari connessi al trascorrere del tempo (a)
(255)
(200)
- Oneri finanziari su piani a benefici definiti
(148)
(140)
- Interessi su crediti d'imposta
- Interessi attivi di mora verso altri
- Altri proventi (oneri) finanziari
- Accantonamenti al fondo altre imposte
5
(4)
(246)
(171)
(1.767)
(1.379)
89
Gli interessi verso la controllante si riferiscono a interessi su finanziamenti a lungo termine per 1.401
migliaia di euro (1.738 migliaia di euro al 31 dicembre 2013).
I proventi (oneri) su strumenti finanziari derivati si analizzano come segue:
(migliaia di euro)
Contratti su tassi di interesse
2013
2014
123
(1.154)
123
(1.154)
Gli oneri finanziari su contratti derivati di 1.154 migliaia di euro rappresentano l’onere da valutazione al fair
value del contratto derivato IRS (Interest Rate Swap) in essere con eni per 3.877 migliaia di euro e i
proventi realizzati sul medesimo contratto in occasione delle liquidazioni semestrali dei differenziali per
complessivi 2.723 migliaia di euro.
31
Proventi (oneri) su partecipazioni
I proventi (oneri) su partecipazioni si analizzano come segue:
2013
(migliaia di euro)
Dividendi
2014
22.743
16.193
22.743
16.193
Plusvalenze nette da vendita
Altri proventi (oneri) netti
(migliaia di euro)
2013
Dividendi
Plusvalenze/
Minusvalenze
da
alienazione
Altri
proventi
(oneri)
netti Dividendi
Termica Milazzo
4.059
Enipower Mantova
18.684
16.193
22.743
16.193
2014
Plusvalenze/
Minusvalenze
da
alienazione
Altri
proventi
(oneri)
netti
Pacific Solar
32
Imposte sul reddito
Le imposte sul reddito si analizzano come segue:
(migliaia di euro)
2013
2014
Imposte correnti:
55.834
10.101
34.949
6.289
65.935
41.238
- imposte differite
(34.758)
(10.766)
- imposte anticipate
(53.637)
30.914
(88.395)
20.148
(22.460)
61.386
- Ires
- Irap
Imposte differite e anticipate nette:
90
L’incidenza delle imposte dell’esercizio sul risultato prima delle imposte è del 48,61% (-31,16%
nell’esercizio 2013).
L’analisi della differenza tra l’aliquota fiscale teorica e quella effettiva è la seguente:
2013
(%)
Aliquota teorica
(1)
-41,63%
2014
39,10%
Effetto delle variazioni in aumento (diminuzione) rispetto all'aliquota teorica:
- imposte anno precedente
-0,37%
1,47%
- rideterminazione differite/anticipate per cambio aliquota
16,67%
10,24%
- imponibili e imposte indeducibili
6,66%
2,83%
- altre variazioni
-12,49%
-5,03%
Aliquota effettiva
-31,16%
48,61%
(1)
L’aliquota teorica è determinata rapportando le imposte calcolate applicando le aliquote delle imposte sul reddito (Ires,
Robin Tax e Irap) all’utile prima delle imposte.
La variazione dell’aliquota rispetto all’anno precedente è determinata essenzialmente dal passaggio del
risultato civilistico ante imposte da negativo a positivo.
Con sentenza del 9 febbraio 2015, depositata in data 11 febbraio, la Corte Costituzionale ha dichiarato
l’illegittimità costituzionale dell’articolo 81 del Decreto Legge 25 giugno 2008 n. 112 per la parte che aveva
istituito la Robin Tax, per violazione degli articoli 3 e 53 della Costituzione sotto il profilo della
ragionevolezza e della proporzionalità e per l’incongruità dei mezzi approntati dal legislatore rispetto allo
scopo perseguito.
La Corte ha escluso l’applicazione retroattiva della declaratoria di illegittimità costituzionale, che avrebbe
comportato la violazione dell’equilibrio del bilancio dello Stato di cui all’articolo 81 della Costituzione.
La decisione della Corte ha effetto a partire dal 12 febbraio 2015: da tale data l’addizionale non è più
dovuta e non verranno rimborsati i versamenti dell’addizionale effettuati dal 2008 al 2014.
L’abolizione dell’addizionale comporta un onere nel bilancio 2014 di 7.818 migliaia di euro, per effetto dello
storno del credito netto per imposte differite attive, contabilizzate in relazione alle riprese a tassazione di
carattere temporaneo effettuate negli esercizi di applicazione dell’addizionale e che, in vigenza
dell’addizionale, avrebbero diminuito il reddito soggetto all’addizionale stessa negli esercizi dal 2015 in
avanti.
Si segnala inoltre che la legge 190/2014 (legge di stabilità 2015) ha previsto dal 2015 la deducibilità
dall’Irap del costo del lavoro. L’importo deducibile è la differenza tra l’importo totale del costo sostenuto per
i dipendenti assunti con contratto a tempo indeterminato e la sommatoria delle altre deduzioni già spettanti.
Considerato che al costo del lavoro concorreranno i costi accantonati fino al 31 dicembre 2014 in
contropartita a fondi benefici dipendenti, su detti fondi sono state contabilizzate le relative imposte differite
attive.
91
33
Rapporti con parti correlate
Le operazioni compiute da Enipower S.p.A. con le parti correlate riguardano essenzialmente lo scambio di
beni, la prestazione di servizi, la provvista e l’impiego di mezzi finanziari con le imprese controllate,
collegate e a controllo congiunto nonché con altre società possedute o controllate dallo Stato. Tutte le
operazioni fanno parte dell’ordinaria gestione, sono generalmente e laddove applicabile regolate a
condizioni di mercato, cioè alle condizioni che si sarebbero applicate fra due parti indipendenti e sono state
compiute nell’interesse della società.
Rapporti commerciali e diversi
Gli i rapporti commerciali più rilevanti riguardano i contratti di conto lavorazione stipulati con eni Divisione
Gas & Power.
Sempre sul fronte attivo, la società effettua somministrazioni di energia elettrica e vapore ad eni Divisione
Refining & Marketing e a Versalis S.p.A in base a contratti con prezzi determinati in base ad oggettivi
parametri di mercato e inoltre fornisce servizi manageriali alle proprie controllate a fronte di appositi
contratti, i cui corrispettivi annui sono determinati annualmente commisurandoli al costo del lavoro medio
delle risorse equivalenti dedicate all’attività a cui si aggiungono i costi indiretti e una congrua
remunerazione.
La società ha in essere contratti per gli acquisti di energia elettrica e vapore tecnologico da eni Divisione
Gas & Power: Enipower ha inoltre rapporti commerciali con eni spa che fornisce servizi ICT e di
approvvigionamento e servizi amministrativi e finanziari , con eni Divisione Gas & Power che fornisce
servizi centralizzati e con società di scopo che forniscono prestazione di servizi al Gruppo eni; tra le
principali, EniServizi S.p.A. che svolge servizi generali quali la gestione di immobili, la ristorazione, la
guardiania, l’approvvigionamento dei beni non strategici e la gestione di magazzini; Eni Trading Shipping
S.p.A. per acquisto di quote per diritti di emissione per attività di negoziazione, Saipem S.p.A. per la
fornitura di servizi di ingegneria e Syndial per la fornitura di servizi ambientali. In considerazione
dell’attività svolta e della natura della correlazione (società possedute interamente o pressoché
interamente dall’eni), i servizi forniti da queste società sono regolati sulla base di tariffe definite con
riferimento ai costi specifici sostenuti e al margine minimo per il recupero dei costi generali e la
remunerazione del capitale investito.
Enipower riceve anche servizi industriali nei propri siti da eni Divisione Refining & Marketing e da Versalis
S.p.A., i cui rapporti sono regolati da contratti che contengono tariffe differenziate in relazione ai servizi
utilizzati.
92
I rapporti commerciali e diversi sono di seguito analizzati:
Esercizio 2013
(migliaia di euro)
31.12.2013
2013
Costi
Denominazione
SEF S.r.l.
Imprese controllanti:
Eni Corporate
Eni Divisione Gas and Power
Eni Divisione Refining & Marketing
Eni Divisione Exploration & Production
Imprese controllate dall'Eni S.p.A.:
Agenzia Giornalistica Italiana
Brindisi Servizi Generali
Distretto Tecnologico Nz. Energia S.C.A.R.L.
Eni Adfin S.p.A.
Eni Corporate University S.p.A.
Eni Insurance Limited
Enimed S.p.A.
EniServizi S.p.A.
Eni Trading & Shipping
I.S.A.F Spa
Lng Shipping S.p.A.
Petrobel Belayim Petroleum Co
Versalis S.p.A.
Saipem S.p.A.
Serfactoring S.p.A.
Servizi Aerei S.p.A.
Syndial S.p.A.
Raffineria di Gela S.p.A.
Raffineria di Milazzo ScpA
Ravenna Servizi S.p.A.
Termica Milazzo S.r.l.
Tecnomare S.p.A.
Venezia Tecnologie S.p.A.
Imprese possedute o controllate dallo Stato:
Gruppo Enel
Gruppo Finmeccanica
GSE- Gestore Servizi Elettrici
Gruppo Fintecna
Terna SpA
Gruppo Anas
Gruppo Ferrovie dello Stato
Gruppo SNAM
Crediti e
altre attività
Debiti e
altre
passività
2.482
2.764
5.246
736
-97
639
24.787
250.710
8.834
708
285.039
10.670
101.980
7.763
6
120.419
50
66
10
-191
-100
9
47
Garanzie
Beni
Servizi
Altro
-3
-1
-4
22
-2
20
524
-7
517
224 1.268
319.817 15.234
24.280 10.302
27
344.321 26.831
233
2.658
123
5
3.019
45
742
Servizi
Altro
2.456
2.876
5.332
1.501
52.984 535.160
19.001
1.623
871
71.985 539.155
49
137
169
1.107
1.462
305
730
9
1.911
1.764
2.426
56
855
4.615
36.645
-6
14.391
4.004
33
11
7.560
86.929
9
283
28
728
8
2 22.403
-900
45
-52
743
7.923
1.264
17
81
84
4.100
4
240
5.971
497
13.490
101
180.808
26
131
4
221
261
3
151
68
5
97.596 16.411 24.014
61.274
29.513
2
12.002
-79
33.004
-959
26.414
10.459
494
38.912
1
676
43.102
10
262
15.198 16.971
56
35 28.285
171
54.627
288
3
1
2
1
-2
-28
69.881 17.475 28.524
390.471
29
193.702
304
511.794 60.737 56.378
FOPDIRE
Beni
5
7.128
101
855
33
864
1.708
7.677
2
6.246
15
Ricavi
3.149
184.744
13.519
2.375
152
145
9.314
79.102
2
79.256
1
8
153
9.315
335.985 552.827
18.484
(a) i costi si differenziano da quelli dello schema di conto economico perché sono esposti al lordo delle quote capitalizzate e del costo per personale in comando.
(b) i ricavi si differenziano da quelli dello schema di conto economico perché sono esposti i proventi relativi al personale in comando.
93
Esercizio 2014
(migliaia di euro)
31.12.2014
2014
Costi
Denominazione
SEF S.r.l.
Imprese controllanti:
Eni Corporate
Eni Divisione Gas & Power
Eni Downstream Gas
Eni Divisione Refining & Marketing
Eni Divisione Exploration & Production
Imprese controllate dall'Eni S.p.A.:
Brindisi Servizi Generali
Distretto Tecnologico Nz. Energia S.C.A.R.L.
Eni Adfin S.p.A.
Eni Corporate University S.p.A.
Eni Fuel Centro Sud
Eni Gas Transport Service
Eni Insurance Limited
Enimed S.p.A.
EniServizi S.p.A.
Eni Trading & Shipping
I.S.A.F Spa
Lng Shipping S.p.A.
Petrobel Belayim Petroleum Co
Versalis S.p.A.
Saipem S.p.A.
Serfactoring S.p.A.
Servizi Aerei S.p.A.
Syndial S.p.A.
Raffineria di Gela S.p.A.
Raffineria di Milazzo ScpA
Ravenna Servizi S.p.A.
Tecnomare S.p.A.
Imprese possedute o controllate dallo Stato:
Gruppo Enel
Gruppo Finmeccanica
GSE- Gestore Servizi Elettrici
Terna SpA
Gruppo Cassa Depositi e Prestiti
Gruppo Anas
Gruppo Ferrovie dello Stato
Gruppo SNAM
Crediti e
altre attività
Debiti e
altre
passività
1.004
3.059
4.063
10
-37
-27
3.979
273.845
14
11.028
628
289.494
17.313
70.530
-1.288
3.729
28.968
90.284
28.968
54
57
10
-13
233
-100
6
3
47
14.157
252
765
Garanzie
Ricavi
Beni
Servizi
-2
-21
-23
10
95
105
160
304.793
-109
50
1.226 38.255
13.208
114
8.001 8.691
40
312.954 23.056 38.419
712
12
28
2.646
6.833
765
3.447
1.017
121
1.138
2.321
2.649
4.970
1.755
36.575 460.849
15
7.438
1.653
960
44.013 465.232
215
12.162
161
12.538
272
-1
4
21
28
3.386
12
329 36.741
90
-99
491
4.484
7.633
277
15
63.538
3.875
165
9
391
88
13
12
4.592
26
6.196
316
Fondi Pensione
Fopdire
Altro
2.483
83.930
914
30.161
Servizi
-101
233
13.113
1.850
7
9.719
19.526
Beni
5
35.465
-11
2
Altro
691
172
18.452
252
1.181
175.733
156
225
127
69
708
32
101
56
2.687
29.981
93.674 12.752 38.409
-82
1.643
-951
10.239
39.267
1
4
158
-244
53
37
44.012
610
40.083 25.110
709
50.826
4
2
9
84.306 25.521
11
179.469
18.664
409
271
87.435
-2
-1.060
24
87.730
1.259
1.257
-1.060
311.212 486.291
16.857
33
33
387.256
171.097
28.968
490.911 61.434 76.839
(a) i costi si differenziano da quelli dello schema di conto economico perché sono esposti al lordo delle quote capitalizzate e del costo per personale in comando.
(b) i ricavi si differenziano da quelli dello schema di conto economico perché sono esposti i proventi relativi al personale in comando.
Rapporti finanziari
Tra i principali rapporti finanziari, oltre ai contratti di finanziamento a lungo termine già commentati alla
nota n. 22 Passività finanziarie a lungo termine, si dà evidenza che con l’eni spa che svolge attività
finanziaria per conto delle società del Gruppo eni è in essere una convenzione in base alla quale l’eni spa
provvede alla copertura dei fabbisogni finanziari e all’impiego della liquidità e alle operazioni di “cash
pooling” di Enipower S.p.A., nonché alla copertura dei rischi di cambio, di tasso di interesse e di prezzo delle
merci attraverso la stipulazione di contratti derivati.
94
I rapporti finanziari sono di seguito analizzati:
Esercizio 2013
(migliaia di euro)
31.12.2013
Denominazione
Imprese controllate da Eni:
Eni Corporate
Termica Milazzo S.p.A.
Imprese a controllo statale:
Gruppo GSE - Gestore servizi elettrici
2013
Crediti
Debiti
Garanzie
32.654
218.253
30.132
32.654
218.253
30.132
Oneri
finanziari
Proventi
finanziari
6.896
5.177
6.896
Proventi su
partecipazioni
306
18.684
4.059
5
5.488
22.743
Esercizio 2014
(migliaia di euro)
31.12.2014
Denominazione
2014
Crediti
Debiti
Garanzie
69.026
163.676
28.968
Oneri
finanziari
Proventi
finanziari
5.377
2.723
Proventi su
partecipazioni
Imprese controllate da Eni:
Eni Corporate
Raffineria di Milazzo
16.193
298
Imprese a controllo statale:
Gruppo GSE - Gestore servizi elettrici
69.026
163.676
28.968
5.377
3.021
16.193
Incidenza delle operazioni o posizioni con parti correlate sulla situazione patrimoniale,
sul risultato economico e sui flussi finanziari
L’incidenza delle operazioni o posizioni con parti correlate sulle voci dello stato patrimoniale è indicata nella
seguente tabella di sintesi:
31.12.2013
(migliaia di euro)
Totale
Entità
correlate
Altre attività finanziarie non correnti
393.154
7.342
380.838
7.342
2.666
Passivita' finanziarie a lungo termine
comprensive delle quote a breve termine
31.12.2014
Incidenza
%
Totale
Entità
correlate
Incidenza
%
96,87
100,00
390.668
1.067
378.588
1.067
96,91
100,00
2.291
85,93
7.983
7.601
95,21
220.889
185.319
83,90
206.226
165.436
80,22
218.253
6.298
9.274
218.253
9
8.375
100,00
0,14
90,31
163.676
430
10.777
163.676
9
5.651
100,00
2,09
52,44
95
L’incidenza delle operazioni con parti correlate sulle voci del conto economico è indicata nella seguente
tabella di sintesi:
Costo lavoro
2014
2013
(migliaia di euro)
Totale
Entità
correlate
Incidenza
%
Totale
Entità
correlate
Incidenza
%
962.810
888.812
92,31
862.794
796.943
92,37
19.437
17.231
88,65
18.876
16.857
89,30
706.633
627.138
88,75
628.179
601.503
95,75
34.177
516
1,51
31.441
1.056
3,36
70,15
595
420
70,59
469
329
Oneri finanziari
2.362
1.950
82,56
1.848
1.501
81,22
Strumenti derivati
(123)
(123)
100,00
1.153
1.153
100,00
22.743
22.743
100,00
16.193
16.193
100,00
Proventi finanziari
Altri proventi (oneri) su partecipazioni
I principali flussi finanziari con parti correlate sono indicati nella seguente tabella di sintesi:
(migliaia di euro)
Ricavi e proventi
Costi e oneri
2013
2014
906.043
813.800
(627.654)
(602.558)
(22.743)
(16.193)
Dividendi,interessi ed imposte
-dividendi
-interessi attivi
(395)
(329)
-interessi passivi
1.944
2.555
(31.835)
3.214
Variazione dei debiti commerciali e diversi
(8.008)
(33.081)
Dividendi incassati
27.573
22.439
Interessi incassati
23
89
(2.131)
(1.473)
242.817
188.463
Variazione dei crediti commerciali e diversi
Altri proventi (oneri) operativi
Interessi pagati
Investimenti:
- immobilizzazioni immateriali
- immobilizzazioni materiali
(6)
(25.607)
(26.253)
- partecipazioni
- variazione crediti finanziari
- variazione debiti e crediti relativi all’attività di investimento
(20.486)
10.475
Flusso di cassa degli investimenti
(46.099)
(15.778)
(46.099)
(15.778)
(54.546)
(54.545)
(6)
(32)
Disinvestimenti:
- immobilizzazioni immateriali
- immobilizzazioni materiali
- partecipazioni
- variazione crediti finanziari
- variazione debiti e crediti relativi all’attività di investimento
Flusso di cassa dei disinvestimenti
Flusso di cassa netto da attività di investimento
Assunzione di debiti finanziari a lungo
Rimborsi di debiti finanziari a lungo
Decremento di debiti finanziari a breve
Dividendi pagati
Flusso di cassa netto da attività di finanziamento
Totale flussi finanziari verso entità correlate
96
(85.045)
(139.597)
(54.577)
57.121
118.108
L’incidenza dei flussi finanziari con parti correlate è indicata nella seguente tabella di sintesi:
2013
(migliaia di euro)
Totale
Flusso di cassa da attività operativa
2014
Entità Incidenza
correlate
%
Totale
Entità Incidenza
correlate
%
172.657
242.817
140,64
156.151
188.463
120,69
Flusso di cassa da attività di investimento
(131.658)
(46.099)
35,01
(65.190)
(15.778)
24,20
Flusso di cassa da attività di finanziamento
(139.597)
(139.597)
100,00
(54.577)
(54.577)
100,00
34
Eventi ed operazioni significative non ricorrenti
Non si rilevano eventi e/o operazioni significative non ricorrenti che abbiano incidenza sulla situazione
patrimoniale, sul risultato economico e sui flussi finanziari della società.
35
Posizioni o transazioni derivanti da operazioni atipiche e/o inusuali
Non si rilevano posizioni o transazioni derivanti da operazioni atipiche e/o inusuali che abbiano incidenza
sulla situazione patrimoniale, sul risultato economico e sui flussi finanziari della società.
97
36
Attività di direzione e coordinamento
A norma dell’articolo 2497-bis si indicano i dati essenziali del bilancio al 31 dicembre 2013 dell’eni spa che
esercita sull’impresa attività di direzione e coordinamento.
98
I dati essenziali della controllante eni spa esposti nel prospetto riepilogativo richiesto dall’art. 2497-bis del
codice civile sono stati estratti dal relativo bilancio di esercizio per l’esercizio chiuso al 31 dicembre 2013.
Per un’adeguata e completa comprensione della situazione patrimoniale e finanziaria di eni spa al 31
dicembre 2013, nonché del risultato economico conseguito dalla società nell’esercizio chiuso a tale data, si
rinvia alla lettura del bilancio che, corredato della relazione della società di revisione, è disponibile presso la
sede della società.
37
Eventi successivi alla chiusura dell’esercizio
Eventuali fatti di rilievo avvenuti dopo la chiusura dell’esercizio sono illustrati nella stessa voce esposta nella
Relazione sulla Gestione.
99
Proposta del Consiglio di Amministrazione all’Assemblea
degli Azionisti
Signori Azionisti,
il conto economico della Vostra società presenta l’utile di esercizio di 64.886.708,15.
Si propone di deliberare in merito all’attribuzione dell’utile d’esercizio 2014 come segue:
•
alla riserva legale l’importo di euro 3.244.335,41;
•
agli azionisti l’importo di euro 61.642.372,74 unitamente all’ammontare di euro 4.503.976,69 a titolo di
dividendo in ragione di 0,07 euro per azione del valore nominale di 1 euro, per un totale di euro
66.146.349,43.
Il dividendo sarà pagato a partire dal 15° giorno successivo alla data dell’assemblea.
100
101
102
103
104
105
106
Convocazione dell’Assemblea degli Azionisti
L'assemblea ordinaria degli azionisti di Enipower S.p.A è convocata in San Donato Milanese, Piazza Vanoni 1
per il giorno 20 aprile 2015 alle ore 11,00 in prima convocazione, e occorrendo, per il giorno 27 aprile
2015 stessi ora e luogo, in seconda convocazione, per discutere e deliberare sul seguente:
Ordine del giorno
1. Bilancio di esercizio al 31 dicembre 2014, relazioni degli Amministratori, del Collegio Sindacale e della
Società di Revisione. Delibere relative e conseguenti.
2. Nomina degli Amministratori, previa determinazione del numero e della loro durata in carica e del
Presidente del Consiglio di Amministrazione; determinazione del compenso loro spettante.
Il presente avviso di convocazione è trasmesso mediante posta elettronica, come previsto dall'art. 10 dello
statuto.
Per la partecipazione all'Assemblea si osservano le norme di legge e le disposizioni statutarie.
Cordiali saluti.
107
Deliberazioni dell’Assemblea degli Azionisti
L’assemblea degli azionisti di Enipower S.p.A si è riunita il giorno 20 aprile 2015 alle ore 11,00 in prima
convocazione, in San Donato Milanese, Piazza Vanoni 1, presso gli uffici eni spa.
Con riferimento al primo punto previsto all’ordine del giorno, l’Assemblea degli Azionisti ha deliberato di
approvare il bilancio di esercizio al 31 dicembre 2014 che presenta un utile di 64.886.708,15 euro e di
attribuire l’utile dell’esercizio 2014 come segue:
•
alla riserva legale l’importo di euro 3.244.335,41;
•
agli azionisti l’importo di euro 61.642.372,74 unitamente all’ammontare di euro 4.503.976,69 a titolo di
dividendo in ragione di 0,07 euro per azione del valore nominale di 1 euro, per un totale di euro
66.146.349,43.
108

Bilancio d`esercizio enipower 2014

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