Bilancio d`esercizio enipower 2013

Transcript

enipower s.p.a.
Società con socio unico e soggetta all’attività
di direzione e coordinamento dell’eni spa
Bilancio al 31 dicembre 2013
Enipower Bilancio di esercizio 2013 / Relazione sulla gestione
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 controllate
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
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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.
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Relazione della società di revisione
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Convocazione dell'Assemblea degli Azionisti
111
Deliberazioni dell'Assemblea degli Azionisti
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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.
Dal giugno 2006 la società ha acquisito da EniTecnologie S.p.A. il ramo d’azienda “Attività fotovoltaiche”,
a cui afferisce il sito produttivo di moduli e celle fotovoltaiche di Nettuno (RM).
Dall’1 gennaio 2007, Enipower opera sulla base di un contratto di Conto Lavorazione (tolling) stipulato
con eni, 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 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
5,2 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
In data 28 maggio 2013 il Consiglio di Amministrazione della società ha deliberato la scissione parziale in
favore di eni del ramo d’azienda costituito dalla centrale termoelettrica di Taranto, dal diritto di superficie
trentennale sui terreni da questa occupati e dalla proprietà superficiaria dei relativi fabbricati. L’iniziale
conferimento dell’impianto era stato finalizzato alla realizzazione di una nuova centrale a ciclo combinato,
alimentata a gas naturale, per fornire in modo efficiente ed affidabile vapore tecnologico ed energia
elettrica alla raffineria, esportando verso la rete di trasmissione nazionale l’energia elettrica non
consumata in sito.
L’iter per l’ottenimento delle autorizzazioni necessarie all’avvio del suddetto progetto si è concluso il 26
aprile 2010 con l’emissione del decreto VIA che è stato successivamente impugnato dalla Regione Puglia
e dal Comune di Taranto. A fine 2011, accertata l’impossibilità di ottenere la condivisione del progetto
con gli Enti locali, la società ha ritenuto non più di suo interesse la permanenza nel sito di Taranto come
solo fornitore di energia elettrica e vapore ad uso esclusivo della raffineria. Pertanto, successivamente si
è avviata una contrattazione con eni divisione R&M finalizzata alla cessione della centrale termoelettrica
alla raffineria.
In data 24 settembre 2013 è stato redatto l’atto di scissione parziale dalla società del ramo d’azienda con
efficacia contabile e fiscale a partire dall’1 ottobre 2013.
Il Consiglio di Amministrazione in data 4 settembre 2013 ha deliberato la nomina del nuovo Presidente e
Amministratore delegato Dott. Daniele De Giovanni con effetto dall’1 ottobre 2013.
In data 18 novembre 2013 il Consiglio di Amministrazione ha deliberato la risoluzione anticipata dei
contratti di acquisto, di tipo “take or pay”, relativi a wafer di silicio con Deutsche Solar GMBH, sottoscritti
nel 2005 e nel 2006 per la realizzazione di moduli e pannelli fotovoltaici.
In data 12 dicembre 2013 la società ha ricevuto comunicazione da eni che, in seguito al deterioramento
delle condizioni del mercato elettrico, riscontrava una “ormai consolidata perdita di redditività del
business Power”. Ai sensi dell’art. 8 del contratto di Conto Lavorazione, eni ha, quindi, invitato Enipower
a voler considerare tale deterioramento delle condizioni di mercato e “concordare una modifica del
corrispettivo di Conto Lavorazione”.
In considerazione della specificità e dei contenuti tecnici della revisione richiesta, le parti hanno
concordato di nominare congiuntamente ai sensi dell’articolo 1349 del codice civile un arbitratore
affidandogli l’incarico di:
I. verificare la sussistenza del deterioramento delle condizioni del mercato elettrico, quale
condizione propedeutica per procedere alla successiva rideterminazione del corrispettivo di
Conto Lavorazione, fornendo elementi di analisi del mercato elettrico, anche tramite
benchmarking con altri operatori (Fase 1);
II. rideterminare, nel caso fossero accertate le condizioni di cui alla Fase 1, il corrispettivo di
Conto Lavorazione secondo equità e fornire indicazioni circa le modifiche da apportare al
Contratto di Tolling (Fase 2).
In data 14 gennaio 2014 l’arbitratore ha sottoposto al Consiglio di Amministrazione della società l’analisi
dello stato del mercato elettrico italiano e delle sue prospettive. L’arbitratore è giunto alle seguenti
conclusioni: “Il quadro analitico concorre a confermare il progressivo deterioramento dei margini in tutti i
segmenti della catena del valore presidiata da eni sul mercato elettrico. Le pressioni esercitate dalle
politiche comunitarie e nazionali verso la riduzione dell’intensità energetica (e, ai nostri fini, in
particolare, elettrica) e le modifiche al mix di generazione ormai acquisite, nonostante la frenata degli
incentivi alle rinnovabili possono essere identificate come le due sfide che sono state rivolte alle utilities
verticalmente integrate e che stanno generando mutamenti nei business models, in particolare nei
segmenti downstream. Lo scenario di riferimento conferma un margine di mercato dell’energia elettrica
(spread) con outlook non positivo. I prezzi sul mercato gas, dalle previsioni disponibili sui futures TTF al
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2017 (al quale i prezzi PSV vanno progressivamente armonizzandosi) mostrano un andamento stabile,
non autorizzando giudizi su consistenti cadute dei costi di approvvigionamento. I prezzi della CO2
appaiono, in base alla rilevazione sui mercati a termine, stabili fino al 2016 e, oltre questa data, sulla
scorta di previsioni modellistiche, se ne prevede un forte rialzo. La combinazione delle dinamiche sui
mercati elettrici, su quello del gas e sui mercati ambientali concorre a mantenere la marginalità
dell’attività di produzione elettrica da gas molto contenuta, quando non negativa, almeno nell’orizzonte
2017. Sulla base di quanto sopra riportato, si può considerare fondata l’affermazione contenuta nella
comunicazione di eni a Enipower del 12 dicembre 2013, relativa alla perdita di redditività prospettica del
business Power (e conseguentemente del contratto di tolling del 18 dicembre 2009) a seguito del
persistere di condizioni di squilibrio di mercato.”
Confermato il deterioramento del mercato evidenziato da eni nella sua comunicazione del 12 dicembre
2013, l’arbitratore ha, quindi, provveduto a rideterminare il corrispettivo di Conto Lavorazione.
In data 22 gennaio 2014 l’arbitratore ha comunicato alle parti le proprie determinazioni in merito alla
riformulazione del corrispettivo di Conto Lavorazione da applicarsi a partire dall’1 gennaio 2014,
disponendo che la remunerazione del capitale investito avvenisse sulla base dell’utilità economica delle
centrali messe a disposizione dalla società.
La revisione del corrispettivo di Conto Lavorazione ha comportato la modifica del profilo dei ricavi e
conseguentemente della redditività aziendale. In base a ciò, tramite processo denominato “impairment
test”, è stata verificata la recuperabilità del valore delle centrali termoelettriche e poiché il valore d’uso è
risultato inferiore al valore di iscrizione a bilancio, si è proceduto alla svalutazione.
Nel corso del 2013 la società ha confermato la costante attenzione alle tematiche ambientali e alla salute
e sicurezza sul lavoro, registrando un solo infortunio sul lavoro. Enipower mantiene la certificazione ai
sensi della norma BS OHSAS 18001 sulle tematiche di salute e sicurezza sul lavoro, mentre gli
stabilimenti mantengono la certificazione ambientale ISO 14001. La società è in procinto di aggiornare il
sistema di “Gestione salute, sicurezza e ambiente” al fine di raggiungere un miglioramento continuo delle
prestazioni energetiche, ivi compresa l’efficienza energetica, l’uso ed il consumo dell’energia, così come
richiesto dalla norma internazionale di riferimento ISO 50001. La società ha, inoltre, in programma, entro
il 2014, il completamento delle registrazioni EMAS dei suoi stabilimenti produttivi.
Il dividendo
Sulla base dei risultati conseguiti nel 2012, in data 5 aprile 2013 l’Assemblea degli Azionisti ha approvato
la distribuzione di un dividendo di 85.045.306,41 euro in ragione di 0,09 euro per azione.
I risultati
Nel 2013 Enipower ha registrato una perdita netta di 49.619 migliaia di euro rispetto all’utile di 77.147
migliaia di euro conseguito nell’anno 2012. Il deterioramento del risultato economico è sostanzialmente
da imputare alla svalutazione delle centrali resasi necessaria in seguito alla revisione del contratto di
Conto Lavorazione con eni.
Di seguito i principali dati relativi al periodo 2011-2013:
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Scenario macro-economico e di mercato
Lo scenario economico globale ha evidenziato segni di una graduale ripresa a partire dalla seconda metà
del 2013. Ciononostante la crescita reale del PIL mondiale nel 2013 ha registrato un tasso (2,2%)
inferiore rispetto a quello del 2012 (2,3%).
Nel 2013 le economie avanzate sono cresciute dell’1,2%, mentre quelle emergenti e i paesi in via di
sviluppo hanno registrato una crescita quattro volte superiore (4,8%).
Nell'area euro, sebbene la fase di recessione sia tecnicamente terminata nel secondo trimestre del 2013,
l’economia ha complessivamente registrato un’ulteriore contrazione (-0,4%); la moneta unica si è
rafforzata registrando un valore medio del cambio con il dollaro di 1,328 e il tasso medio di inflazione è
sceso all’1,3%, ben al di sotto dell'obiettivo del 2% previsto dalla maggior parte delle banche centrali.
In Italia la recessione si è arrestata nella seconda metà del 2013 con un primo debole segnale di ripresa
nell’ultimo trimestre dell’anno con il PIL in crescita dello 0,1%. Nel 2013 il PIL si è complessivamente
contratto dell’1,9% rispetto all’anno precedente, a causa del proseguire del calo degli investimenti e dei
consumi. In particolare la spesa delle famiglie ha segnato l’undicesimo trimestre consecutivo di calo,
arrivando a una perdita cumulata di oltre sette punti percentuali dall’inizio del 2011.
Nel solo 2013 il calo dei consumi reali è stimato in oltre il 2,5%, mentre l’inflazione è rimasta prossima ai
minimi storici (1,2%). Verso la fine dell’anno la domanda interna di beni di investimento ha registrato un
debole miglioramento, legato probabilmente alla necessità di rinnovare parte dello stock di capitale in
presenza di segnali di ripresa dell’attività produttiva. L’indice di produzione industriale è, infatti, cresciuto
di quasi un punto percentuale nell’ultimo trimestre dell’anno, sebbene per l’intero 2013 sia
complessivamente calato di tre punti percentuali.
Nel 2013, il prezzo medio del Brent è stato di 108,7 $/b, appena 3 $/b al di sotto del livello del 2012,
mentre nel mercato del gas si è registrato un incremento dei prezzi spot ed il mantenimento degli alti
differenziali infra-regionali di prezzo:
• in Europa il prezzo all’NBP è risultato in media di 10,6 $/Mbtu (+12% vs 2012),
superando per la seconda volta i 10 $/Mbtu (nel 2008 aveva raggiunto il massimo di
10,8 $/MBtu);
• sul mercato asiatico il prezzo spot JKM è stato di 16,6 $/Mbtu (+10% vs 2012), il più
alto da quando è stata introdotta la quotazione nel 2009;
• in USA l’Henry Hub si è attestato, in media, a 3,7 $/Mbtu (+35% vs 2012), con un
brusco rialzo al di sopra dei 4 $/Mbtu in chiusura d’anno, per via dell’ondata di gelo che
ha colpito il Nord America che è proseguita e si è accentuata nelle prime settimane del
2014.
Nel mercato del carbone, nel 2013, si è consolidato l’eccesso di offerta ed il trend ribassista nei prezzi che
hanno raggiunto un valore medio di 81,7 $/ton (vs 92,5 $/ton del 2012).
Le quotazioni dei certificati di emissione della CO 2 (European Union Allowance - EUA), che
potenzialmente potrebbero contribuire a ribilanciare la competitività del gas nei confronti del carbone,
risultano ai minimi storici per l’oversupply di quote.
Gli andamenti sopra descritti, combinati al calo persistente della domanda elettrica ed alla accresciuta
competizione delle fonti rinnovabili, ha acuito la crisi della generazione elettrica da gas in tutta Europa,
contrattasi in media del 10% con una punta del 30% in Spagna. Sul versante delle fonti rinnovabili si è
invece assistito, nel 2013, a nuove installazioni per 10 GW, in aggiunta ai 17 GW installati nel corso del
2012.
I cicli combinati a gas sono penalizzati anche dal permanere in marcia dei vecchi impianti a carbone,
favoriti dalla forte competitività di quest’ultimo combustibile, il cui prezzo è ancora in calo.
In Europa i margini degli impianti a carbone (Clean Dark Spread) risultano superiori di circa 20-25 €
/MWha quelli degli impianti a gas (Clean Spark Spread) che sono stati negativi in quasi tutti i paesi.
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L’impossibilità di coprire i costi operativi ha indotto, nel 2013, molti operatori a mettere in stand-by
alcune delle loro centrali a gas.
Ancor più critica appare la situazione del mercato termoelettrico italiano. Dal lato della domanda il 2013
ha registrato un ulteriore calo (3%) tre volte superiore a quello registratosi in media in Europa a causa
del persistere della debolezza della produzione industriale. Sul versante dell’offerta il sistema di incentivi
(che ha raggiunto il 18% del prezzo dell’energia elettrica in bolletta) alle fonti rinnovabili ha sostenuto
una costante crescita della capacità installata.
Dal 2000 la capacità installata da fonti rinnovabili è cresciuta complessivamente di oltre 30 GW (circa il
25% del totale capacità di generazione) trainata dal solare (+17,5 GW) e dall’eolico (+9 GW).
Ne risente il settore termoelettrico, la cui produzione scende di oltre il 10%, penalizzato anche da un
anno particolarmente favorevole per l’idroelettrico, cresciuto di oltre il 20%.
La convenienza relativa del carbone sul gas e il permanere del vantaggio di costo dell’energia elettrica
importata dai paesi limitrofi hanno determinato una penalizzazione concentrata sugli impianti di
generazione da gas che marciano a tassi di utilizzo molto ridotti.
Lo squilibrio tra domanda e offerta ha portato il mercato a registrare un’ulteriore tensione sui prezzi
all’ingrosso (PUN) che in media nel corso del 2103 è stato di 63 €/MWh contro i 75 €/MWh del 2012 (17%).
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Evoluzione del quadro normativo
Produzione e mercato dell’energia elettrica e accesso al sistema elettrico
Con delibera 231/2013/R/EEL ed in esito alla Consultazione 508/2012/R/EEL l’AEEG ha esposto in
data 30 maggio 2013 i propri indirizzi sull’istituzione del meccanismo di remunerazione del servizio di
regolazione di energia primaria sul mercato elettrico italiano. La delibera prevede che gli operatori
possano optare su base volontaria, e previa installazione di opportuna strumentazione a proprie spese,
alla misurazione puntuale del contributo fornito in regolazione primaria, per esonerarlo dalle attuali penali
di sbilanciamento e remunerarlo in funzione dei prezzi dei mercati dell’energia e del mercato dei servizi di
dispacciamento. Tale meccanismo dovrà trovare applicazione all’interno del Codice di Rete a decorrere da
aprile 2014.
Con delibera 483/2013/R/EEL, l’AEEG ha successivamente chiuso il procedimento di aggiornamento
ordinario del Codice di Rete di Terna all’interno del quale sono state poste in consultazione modifiche ai
Capitoli 4 e 7 e agli allegati A23, A25, A34, A60 e A73 del medesimo Codice. Le modifiche proposte sono
riconducibili in particolare alla nuova valorizzazione delle manovre di cambio assetto anche alla luce del
disposto della delibera 285/2012/R/EEL, ed alla remunerazione del servizio di regolazione primaria di
frequenza di cui Terna dovrà garantire l’efficacia dall’1 aprile 2014, ai sensi della delibera
231/2013/R/EEL.
Attraverso il DM MSE 5 aprile 2013, il MSE ha definito, con riferimento alla direttiva 2003/96/CE di
revisione della tassazione dei prodotti energetici e dell’elettricità in ambito europeo ed ai sensi del DL
83/2012 come convertito dalla L. 134/2012, i nuovi parametri di identificazione delle imprese a forte
contenuto energetico definendo una soglia di consumo minimo di 2,4 GWh di energia (elettrica e non) per
lo svolgimento delle proprie attività ed un indice di intensità energetica non inferiore al 3%. La
rimodulazione degli oneri generali del sistema elettrico si applicherà invece alle sole imprese per le quali i
consumi di 2,4 GWh siano solo di energia elettrica e per le quali l’indice di intensità energetica sia non
inferiore al 2%.
Con delibera 340/2013/R/EEL l’AEEG ha stabilito all’1 luglio 2013 la decorrenza delle agevolazioni per
le imprese a forte consumo di energia, prevedendo di rideterminare successivamente i criteri di
ripartizione degli oneri generali di sistema a carico dei clienti finali, disponendo altresì, con la delibera
437/2013/R/EEL (integrata dalla Del. 461/2013/R/EEL) le prime modalità operative per la costituzione ed
aggiornamento dell’elenco delle imprese a forte consumo di energia.
Attraverso la delibera 467/2013/R/EEL l’AEEG ha disposto le prime modalità applicative delle
agevolazioni previste, introducendo al periodo di prima applicazione (luglio 2013 – dicembre 2014) il
meccanismo già previsto per il periodo luglio – dicembre 2013, applicando le agevolazioni alle sole quote
variabili delle componenti tariffarie A, ed introducendo a decorrere dall’1 gennaio 2014 una nuova
componente parafiscale AE da applicare ai clienti non energivori come strumento per rideterminare la
distribuzione degli oneri di sistema e per la trasparenza della stessa.
Attraverso il Decreto Legislativo 69/2013, il governo ha esteso l’applicazione della Robin Tax a società
con fatturato superiore a 3 milioni di euro ed un reddito imponibile superiore a 300 mila euro, con
l’obiettivo di destinare le maggiori entrate previste alla riduzione della componente A2 della tariffa
elettrica, al netto della componente utilizzata per supportare la copertura finanziaria necessaria alle
misure previste dal decreto.
Con Delibera 578/2013/R/EEL, l’AEEG ha definito le modalità per l’erogazione dei servizi di
connessione, misura, trasmissione, distribuzione, dispacciamento e vendita per i sistemi semplici di
produzione e consumo tra cui i sistemi efficienti di utenza 1 (SEU) ed i sistemi ad essi equiparati
1
sistema efficiente di utenza»: sistema in cui un impianto di produzione di energia elettrica, con potenza nominale non
superiore a 20 MWe e complessivamente installata sullo stesso sito, alimentato da fonti rinnovabili ovvero in assetto
cogenerativo ad alto rendimento, anche nella titolarità di un soggetto diverso dal cliente finale, e' direttamente
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(SEESEU), rinviando ad un successivo provvedimento la regolazione dei sistemi di distribuzione chiusi
(incluse le Reti Interne d’Utenza). A seguito di tale provvedimento, per tutte le tipologie di reti coinvolte
dalla delibera le tariffe di trasmissione e di distribuzione saranno applicate all’energia elettrica prelevata
dalla rete pubblica, mentre gli oneri generali di sistema saranno determinati con riferimento al punto di
connessione principale o ai consumi finali in base alla rispondenza ai requisiti definiti all’art. 10, commi 1
e 2 del D. lgs. 115/08 per i SEU ed i SEESEU. La delibera prevede altresì, per i SEESEU già in esercizio
all’1 gennaio 2014 che non accedono ai benefici, il mantenimento degli stessi fino al 2015 al fine di
preservare gli investimenti effettuati, estendendone ulteriormente l’applicabilità solo ai sistemi che si
convertiranno, entro luglio 2015, a sistemi con un solo cliente finale ed un solo produttore alimentati con
impianti a fonti rinnovabili o cogenerativi ad alto rendimento.
Emission Trading
In data 3 luglio 2013 il Parlamento Europeo ha approvato l’emendamento alla direttiva ETS che introduce
il meccanismo di backloading, prevedendo l’eliminazione dal mercato delle emissioni di 900 milioni di
quote nel periodo 2014-2016, in base alle tempistiche successivamente definite, in data 8 gennaio 2014,
dal Comitato europeo per i Cambiamenti Climatici. La ripartizione delle quote sottratte negli anni di
applicazione del meccanismo saranno determinate in funzione delle tempistiche necessarie per l’avvio
definitivo del processo.
Produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili e cogenerazione
Con delibera 250/2013/R/EFR, l’Autorità per l’Energia Elettrica ed il Gas ha individuato formalmente al
6 giugno 2013 la data in cui l’incentivazione annuale complessiva per gli impianti fotovoltaici ha raggiunto
il tetto di spesa di 6,7 miliardi di euro, così come identificato dal DM 5 luglio 2012 (V conto energia).
Conseguentemente a decorrere dal 6 luglio 2013 il V Conto energia non ha trovato più applicazione nei
confronti di impianti di nuova realizzazione.
Attraverso la del. 462/2013/R/EEL, l’AEEG ha disposto l’applicazione dei prezzi di sbilanciamento alle
fonti rinnovabili non programmabili secondo gli stessi meccanismi già definiti per le unità abilitate, al
netto della franchigia del 20%, a partire dalle competenze di ottobre 2013, rimandando il settlement del
periodo gennaio – settembre 2013 a valle della pronuncia definitiva del Consiglio di Stato, in materia di
oneri di sbilanciamento, prevista in data 11 febbraio 2014.
Capacity Payment
Con delibera 262/2013/R/EEL, e con riferimento al meccanismo transitorio di remunerazione della
capacità produttiva attualmente in vigore ai sensi della delibera 48/04, l’AEEG ha modificato i criteri di
allocazione delle risorse e di calcolo dei corrispettivi da riconoscere agli Utenti del Dispacciamento in
immissione, al fine di adeguarli alle mutate condizioni di mercato e agli effettivi esiti, osservati negli anni
precedenti, del meccanismo attuale.
Con successiva delibera 375/2013/R/EEL, l’AEEG ha approvato il Mercato della Capacità Elettrica
disegnato da Terna ai sensi della delibera ARG/ELT 98/1, basato su meccanismi di asta per la vendita di
capacità produttiva in funzione delle esigenze del sistema elettrico previste da Terna per gli anni a
decorrere dal 2017, in sostituzione dell’attuale meccanismo transitorio definito ai sensi del D. lgs.
379/2003.
La Legge 27 dic. 2013, n. 147 (Legge di Stabilità 2014), al comma 153, richiede al Ministro dello
Sviluppo Economico di definire, su proposta dell'Autorità per l'Energia Elettrica e il Gas e sentito il
Ministro dell'Ambiente e della Tutela del Territorio e del Mare, condizioni e modalità per la
definizione di un sistema di remunerazione di capacità produttiva in grado di fornire gli adeguati
servizi di flessibilità richiesti dal sistema senza aumento dei prezzi e delle tariffe dell'energia elettrica
per i clienti finali, ed in coordinamento con le misure previste dal decreto legislativo 19 dicembre 2003,
connesso, per il tramite di un collegamento privato senza obbligo di connessione di terzi, all'impianto per il consumo di
un solo cliente finale ed e' realizzato all'interno dell'area di proprietà o nella piena disponibilità del medesimo cliente.
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n. 379. Nelle more dell'attuazione del sistema, continuano ad applicarsi le disposizioni di cui all'articolo 5
del decreto legislativo n. 379 del 2003, e successive modificazioni.
Il Decreto legge 23 dicembre 2013, n. 145 ha introdotto la riforma dei prezzi minimi garantiti, definiti
dall’AEEG ai fini dell’applicazione del D. Lgs. 387/2013 e della legge 239/2004 e recentemente modificati
attraverso la delibera 618/2013/R/EFR, equiparandoli per ciascun impianto al prezzo zonale orario ed
introducendo meccanismi di rimodulazione degli incentivi al fine di contenere l’onere annuo sui prezzi e
sulle tariffe elettriche.
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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 2
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. Franco Bertini
Sindaco supplente
Dott. Tiziano Onesti
Sindaco supplente
I membri del Collegio Sindacale resteranno in carica fino all’approvazione del bilancio al 31 dicembre
2013.
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.
2
Il Consiglio di Amministrazione del 4 settembre 2013 ha nominato il Dott. Daniele De Giovanni Presidente e Amministratore Delegato
della società.
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Salute, ambiente, sicurezza e qualità
Le attività svolte dalla società nel corso del 2013 in campo HSEQ sono state principalmente finalizzate al
consolidamento del proprio Sistema di Gestione Aziendale e al mantenimento delle certificazioni di salute,
sicurezza (OHSAS 18001) e ambiente (ISO 14001).
L’approccio che caratterizza la società integra gli aspetti legati alla tutela della sicurezza e salute dei
lavoratori con la protezione dell’ambiente in un’ottica di gestione sostenibile, con particolare riguardo al
miglioramento dell’efficienza energetica. In questo contesto, oltre alla revisione della politica in materia di
salute, sicurezza, ambiente, energia e incolumità pubblica che ha visto l’introduzione dei principi di
efficienza energetica nella politica societaria, sono state pubblicate procedure su diverse tematiche tra le
quali il Manuale del Sistema di Gestione ulteriormente rivisto e la gestione dei permessi di lavoro.
Nel campo della prevenzione degli infortuni è proseguita l’implementazione del “Piano di azioni” correttive
e preventive predisposto dalla società per migliorare i propri indici infortunistici di frequenza e gravità. La
società prosegue in una serie di azioni finalizzate alla promozione della cultura della sicurezza
traguardando sempre l’obiettivo di “infortuni zero”, diffondendo in modo capillare un’uniforme
metodologia di monitoraggio e di analisi dei mancati infortuni, promuovendo le “Giornate della Sicurezza”
in tutti i siti produttivi. Nel 2013 si è proseguito nel progetto promosso da eni denominato “eni in safety”,
finalizzato a sensibilizzare tutto il personale a porre attenzione ai comportamenti da mettere in atto per
prevenire gli infortuni sul lavoro. E’ inoltre proseguita l’attività di sensibilizzazione dei contrattisti sulle
tematiche della sicurezza e della prevenzione degli infortuni.
Nel campo della protezione ambientale, 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 dell’installazione, in uno dei gruppi di produzione della centrale di Ferrera Erbognone, 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’uso
dell’olio combustibile è cessato completamente nella centrale di Livorno, oltre che in seguito alla cessione
dello stabilimento di Taranto. Nel campo delle Autorizzazioni Integrate Ambientali, è da segnalare il
rilascio dell’AIA per lo stabilimento di Ferrera Erbognone, mentre è tuttora in corso l’istruttoria per
l’impianto di Brindisi. Proseguono inoltre le attività connesse alla condivisione con ISPRA dei Piani di
Monitoraggio e Controllo dei dati ambientali e ai sopralluoghi in stabilimento svolti da ISPRA o dalle ARPA
da essa incaricate.
Per quanto riguarda i processi di verifica e controllo delle certificazioni, Enipower nel corso del 2013 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, ISO 9001). La
Registrazione EMAS è stata già ottenuta dagli stabilimenti di Ravenna, Mantova e 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.
Le performance HSE di Enipower sono descritte nel suo Bilancio di Sostenibilità, riferito sia alla società
che sue controllate 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.
Per quanto riguarda l’anno 2013, la società intende mantenere 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 sistematico per la definizione dei contenuti del Bilancio
in accordo alle "Linee guida G4“ del 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.
13
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 2012 su tutti i propri siti da parte di
Bureau Veritas e ha raggiunto la “conformità” con la restituzione delle quote per l’anno 2012. Le
transazioni definite nel “Piano di Bilanciamento Eni” sono state compiute in modo da coprire le quote non
sufficienti di Ferrera Erbognone e Taranto per complessive 546.525 quote e non sono state realizzate
cessioni di quote. Per il Piano di bilanciamento 2013 la società potrà disporre del surplus di quote CO 2
degli anni precedenti (1.367.458 quote), ma dovrà comunque 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 2013 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 e il sostegno alla
stagione artistica della Fondazione del “Nuovo Teatro Verdi” di Brindisi.
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 2013 Enipower ha prodotto energia elettrica, al netto degli autoconsumi, per 15.467 gigawattora, in
calo del 7,34% rispetto al 2012 (16.691 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 7.086 migliaia di tonnellate in
contrazione del 6,18% rispetto al 2012 (7.552 migliaia di tonnellate).
Le vendite ai clienti industriali nei siti produttivi (fra questi Versalis S.p.A., Rivoira S.p.A., Air Liquide
Italia Produzione S.r.l., Basell Brindisi S.p.A., Chemgas S.r.l., Yara Italia S.p.A.) sono state di 1.354 GWh
di energia elettrica (1.383 GWh nel 2012), 2.809.000 tonnellate di vapore (2.938.000 tonnellate nel
2012), 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 53,88% in linea con il normale livello di
utilizzo per la tipologia degli impianti termoelettrici a cogenerazione.
Nel 2013 l’attività fotovoltaica è stata caratterizzata da una significativa riduzione delle vendite di moduli
rispetto al 2012 in conseguenza alla contrazione registratasi nella domanda. A tale calo ha contribuito
l’entrata in vigore con il DM 5 luglio 2012 del c.d. “Quinto Conto Energia”, che ha ulteriormente ridotto gli
incentivi e fissato un tetto alla potenza da installare e al valore massimo dell’incentivo da erogare.
15
Investimenti in immobilizzazioni materiali
Nel 2013 gli investimenti in immobilizzazioni materiali della società ammontano a 98.875 migliaia di euro
(101.601 migliaia di euro nel 2012). L’investimento più rilevante ha riguardato il revamping della centrale
di Bolgiano e l’estensione della rete di teleriscaldamento ad essa collegata, per complessivi 39.164
migliaia di euro.
Gli investimenti per iniziative di mantenimento degli impianti sono stati di 14.127 migliaia di euro. Tra i
principali interventi si annoverano: il revamping delle caldaie nel sito di Livorno per adeguarle alle
prescrizioni AIA, la realizzazione del nuovo magazzino presso lo stabilimento di Ferrera Erbognone,
l’ammodernamento delle strutture delle torri evaporative a Brindisi e la realizzazione del nuovo deposito
temporaneo per rifiuti a Ravenna.
Gli ulteriori interventi hanno riguardato le attività di repowering, l’installazione del catalizzatore CO e la
flessibilizzazione della caldaia a recupero del ciclo combinato 2 di Ferrera Erbognone, l’installazione del
nuovo sistema di controllo della turbina GT6 e il repowering del ciclo combinato 1 di Brindisi per un
ammontare complessivo di 10.409 migliaia di euro.
Nel 2013 sono stati, inoltre, sostenuti investimenti per 8.858 migliaia di euro per l’acquisto di ricambi
strategici e si è anche proseguito negli acquisti e nel ricondizionamento delle palette delle turbine a gas
per complessivi 8.195 migliaia di euro.
E’ stato, in aggiunta, completato un sistema di distribuzione di energia elettrica a 132 kV per alimentare il
nuovo centro elaborazione dati eni (Green Data Center) situato nel comune di Ferrera Erbognone per
1.959 migliaia di euro.
Nell’ambito della generazione da fonti rinnovabili si sono realizzati investimenti in impianti fotovoltaici per
complessivi 14.712 migliaia di euro nei siti eni di Gela (5 MWp) e di Porto Torres (1 MWp).
Investimenti in immobilizzazioni immateriali e finanziarie
Gli investimenti in immobilizzazioni immateriali nel corso dell’esercizio ammontano a 6 migliaia di euro e
si riferiscono a costi residuali relativi ai sistemi informatici di gestione MSD.
Nel 2013 non sono stati effettuati investimenti in immobilizzazioni finanziarie.
16
Risorse umane
Al 31 dicembre 2013 i dipendenti a ruolo della società sono 407 (455 al 31 dicembre 2012). I dipendenti
comandati presso Enipower da altre società dell’eni sono 8, 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)
2011
2012
2013
Var. ass.
DIRIGENTI
15
16
15
-1
QUADRI
80
81
79
-2
IMPIEGATI
244
242
215
-27
OPERAI
116
116
98
-18
TOTALE
455
455
407
-48
Con riferimento al personale a ruolo, nel corso dell’anno si sono verificati i seguenti movimenti:
•
+1 risorsa assunta con contratto a tempo determinato;
•
+5 persone sono state trasferite da altre società del gruppo eni;
•
+4 risorse con contratto a tempo determinato sono state assunte a tempo indeterminato;
•
-8 persone hanno risolto il rapporto di lavoro (risoluzioni consensuali/dimissioni);
•
-46 persone sono state trasferite ad altre società del gruppo eni (di cui 37 conseguenti alla
scissione parziale dello stabilimento di Taranto a eni).
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.
In continuità con gli anni precedenti, è stata, inoltre, posta notevole attenzione al mantenimento di un
generalizzato ed elevato clima motivazionale interno utilizzando sia la job-rotation che la crescita interna.
È proseguito anche nel 2013 l’aggiornamento del corpo normativo societario. In particolare sono
proseguite le attività di applicazione e implementazione del nuovo sistema normativo e la conseguente
adozione delle Management System Guideline (MSG) emesse da eni.
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Commento ai risultati
Conto economico
(migliaia di euro)
2011
920.722
12.409
933.131
(696.517)
(37.658)
(116.285)
82.671
(13.230)
36.514
Ricavi della gestione caratteristica
2012
2013
Var. ass.
1.046.807
962.810
(83.997)
(8,0)
33.947
19.437
(14.510)
(42,7)
Altri ricavi e proventi
Var. %
Ricavi
1.080.754
982.247
(98.507)
(9,1)
Costi operativi
(812.136)
(706.633)
13,0
(34.719)
(34.177)
105.503
542
(109.765)
(334.615)
(224.850)
(204,8)
124.134
(93.178)
(217.312)
(175,1)
(9.928)
20.625
(1.644)
22.743
8.284
2.118
83,4
(10,3)
Costo lavoro
Ammortamenti e svalutazioni
Utile operativo
Proventi (oneri) finanziari netti
Proventi netti su partecipazioni
1,6
105.955
Utile prima delle imposte
134.831
(72.079)
(206.910)
(153,5)
(36.452)
Imposte sul reddito
(57.684)
22.460
80.144
138,9
42,8
(31,2)
(74,0)
77.147
(49.619)
(126.766)
34,4
69.503
Tax rate (%)
Utile netto
(164,3)
I dati presenti nella colonna 2012 differiscono da quanto pubblicato lo scorso anno in seguito al restatement per l'applicazione del principio IAS 19 "Benefici a dipendenti".
Le voci impattate sono il costo lavoro (-193 migliaia di euro) e gli oneri finanziari (+193 migliaia di euro).
Utile Operativo
Nel 2013 la società ha registrato una perdita operativa di 93.178 migliaia di euro essenzialmente
imputabile alla svalutazione apportata alle immobilizzazioni materiali per 221 milioni di euro. In
particolare sono state svalutate le centrali elettriche di Brindisi, Ferrera Erbognone, Ravenna e Livorno
per complessivi 213 milioni di euro. Sono stati, inoltre, svalutati: la linea di produzione di celle e moduli
fotovoltaici per 6 milioni di euro e l’impianto fotovoltaico di Gela per 2 milioni di euro.
La gestione operativa, al netto delle svalutazioni, evidenzia un risultato superiore a quello registrato nel
corso del 2012 per 4 milioni di euro, derivante da:
• + 12 milioni di euro nell’attività fotovoltaica, grazie soprattutto alla chiusura dei contratti
di acquisto di materie prime, dalla minore svalutazione del magazzino e dai maggiori
margini conseguiti nella vendita di energia elettrica prodotta da fonti rinnovabili;
• +3,1 milioni di euro nell’attività di vendita di acque industriali, principalmente per effetto
del favorevole andamento dello scenario energetico;
• -2,7 milioni di euro per minori ricavi di tolling per la componente a copertura dei costi di
esercizio a causa del differente criterio di recupero adottato nel 2013, compensati dalla
maggiore remunerazione associata alla partecipazione operativa sul Mercato dei Servizi di
Dispacciamento;
• -4,4 milioni di euro derivanti da maggiori ammortamenti;
• -4 milioni di euro associati a fenomeni non ricorrenti quali: il provento dal GSE relativo al
contenzioso 2006 incassato nel 2012 per la ridotta assegnazione di bande di capacità di
importazione del 2002 e i maggiori costi per esodi agevolati avvenuti nel 2013.
18
Risultato netto
Nel 2013 il risultato netto evidenzia una perdita per 49.619 migliaia di euro che riflette il peggioramento
del risultato operativo e i migliori saldi registrati nella gestione finanziaria (8.284 migliaia di euro) e nella
gestione delle partecipazioni (2.118 migliaia di euro).
Analisi delle voci del conto economico
Ricavi
Nel 2013 la società ha registrato ricavi nella gestione caratteristica per 962.810 migliaia di euro in
contrazione di 83.997 migliaia di euro rispetto al 2012 (1.046.807 migliaia). Tale contrazione deriva da
minori ribaltamenti al toller degli oneri per certificati verdi e dai minori ricavi associati alla vendita di
energia elettrica, vapore e acque ai clienti coinsediati.
I ricavi dell’esercizio sono così composti:
• 533.038 migliaia di euro (582.120 migliaia di euro nel 2012) per il contratto di tolling con eni
e per 13.490 migliaia di euro (12.618 migliaia di euro nel 2012) per quello con Eniservizi;
• 132.086 migliaia di euro (124.072 migliaia di euro nel 2012) per la partecipazione al Mercato
dei Servizi di Dispacciamento;
• 126.535 migliaia di euro (143.391 migliaia di euro nel 2012) per la vendita di energia
elettrica, al netto delle imposte di consumo;
• 109.588 migliaia di euro (123.006 migliaia di euro nel 2012) per vendite di vapore;
• 36.754 migliaia di euro (45.479 migliaia di euro nel 2012) dalla vendita di acque industriali;
• 8.252 migliaia di euro (7.203 migliaia di euro nel 2012) per la fornitura di altre utilities e
servizi;
• 2.199 migliaia di euro (13.214 migliaia di euro nel 2012) dalla vendita di pannelli e impianti
fotovoltaici (al netto della variazione positiva delle rimanenze di lavori in corso su
ordinazione di 187 migliaia di euro);
• 681 migliaia di euro per nuove iniziative progettuali con eni Divisione Exploration &
Production.
Gli altri ricavi per 19.437 migliaia di euro (33.947 migliaia di euro nel 2012) si riferiscono principalmente
a:
• cessione di certificati bianchi al Gestore dei Servizi Energetici per 7.759 migliaia di euro;
• servizi manageriali prestati alle società controllate Enipower Mantova (2.478 migliaia di
euro) e SEF (2.810 migliaia di euro);
• risarcimenti assicurativi a seguito della definizione di sinistri che hanno interessato gli
impianti di Ravenna e Brindisi negli esercizi precedenti (2.841 migliaia di euro);
• contributi in conto esercizio per la vendita di energia elettrica al GSE per gli impianti
fotovoltaici (1.555 migliaia di euro).
19
Costi operativi
Nel 2013 la società ha sostenuto costi operativi per 706.633 migliaia di euro in riduzione di 105.503
migliaia di euro rispetto al 2012 (812.136 migliaia di euro).
I costi dell’esercizio sono così articolati:
• 224.562 migliaia di euro (254.605 migliaia di euro nel 2012) per energia elettrica e vapore
per la rivendita ai clienti insediati nei siti petrolchimici;
• 130.120 migliaia di euro (122.212 migliaia di euro nel 2012) per la partecipazione al Mercato
dei Servizi di Dispacciamento;
• 81.639 migliaia di euro (96.665 migliaia di euro nel 2012) per energia elettrica e vapore per
“autoconsumo”;
• 59.028 migliaia di euro (66.447 migliaia di euro nel 2012) per vapore craking per il sito di
Brindisi;
• 52.227 migliaia di euro (59.610 migliaia di euro nel 2012) per materiali e servizi di
manutenzione;
• 29.797 migliaia di euro (28.936 migliaia di euro nel 2012 relativi all’anno 2010) relativi a
costi per annullamento dei certificati verdi relativi alla produzione non cogenerativa del
2011;
• 29.159 migliaia di euro (5.814 migliaia di euro nel 2012) per gli oneri associati all’acquisto di
emission rights;
• 20.820 migliaia di euro (20.939 migliaia di euro nel 2012) 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 79.248 migliaia di euro (87.548 migliaia di euro nel 2012) dello stabilimento di
Brindisi che vengono riaddebitati a eni.
Si evidenziano inoltre:
• costi verso eni per servizi centralizzati per 10.714 migliaia di euro (10.755 migliaia di euro
nel 2012), per servizi informatici per 6.610 migliaia di euro (6.468 migliaia di euro nel 2012)
e per service amministrativo per 1.905 migliaia di euro (1.698 migliaia di euro nel 2012);
• oneri sostenuti per la chiusura del contratto oneroso “take or pay” con il fornitore Deutsche
Solar, relativo all’acquisto di fette di silicio per la realizzazione di moduli fotovoltaici, per
3.800 migliaia di euro a fronte dell’annullamento del contratto e per 5.590 migliaia di euro
come perdita derivante dalla transazione per la parte già pagata negli scorsi anni a titolo di
anticipo su forniture;
• oneri per l’Imposta Municipale sugli Immobili di 7.733 migliaia di euro (5.716 migliaia di
euro nel 2012).
Tra gli accantonamenti netti a fondi rischi e oneri figurano:
• 73.819 migliaia di euro (126.327 migliaia di euro nel 2012) per l’accantonamento al fondo
certificati verdi per che riflette le incertezze interpretative dell’attuale quadro normativo in
materia di cogenerazione che hanno indotto ad aggiornare i criteri di valutazione in ottica
prudenziale sia per gli anni 2011 e 2012 che per l’anno 2013. Il fondo è stato utilizzato a
fronte oneri per 29.797 migliaia di euro e per esubero per 5.612 migliaia di euro in seguito
all’annullamento dei certificati relativi alla produzione non cogenerativa del 2011;
• 2.873 migliaia di euro accantonati per il contenzioso riguardante l’Imposta Municipale sugli
Immobili relativa allo stabilimento di Ravenna per gli anni dal 2008 al 2011;
20
• 16.932 migliaia di euro di utilizzi, di cui 3.800 migliaia di euro a fronte oneri e 13.132
migliaia di euro per esuberanza, per completa estinzione del fondo per contratto oneroso
con Deutsche Solar.
Costo lavoro
Nel 2013 il costo lavoro sostenuto dalla società è di 34.177 migliaia di euro (34.719 migliaia di euro nel
2012) in contrazione di 542 migliaia di euro per minori costi riferiti a personale in comando (1.230
migliaia di euro), benefici a dipendenti (450 migliaia di euro) e oneri sociali (342 migliaia di euro),
parzialmente compensati da accantonamenti al fondo esodi agevolati per 1.422 migliaia di euro.
Nel 2013 gli ammortamenti e svalutazioni ammontano a 334.615 migliaia di euro (109.765 migliaia di
euro nel 2012), in aumento di 224.850 migliaia di euro, come effetto delle svalutazioni apportate alle
immobilizzazioni materiali.
Gli ammortamenti sono così composti:
• 112.447 migliaia di euro per ammortamento delle immobilizzazioni materiali;
• 776 migliaia di euro per ammortamento di immobilizzazioni immateriali.
Le svalutazioni operate sulla base delle risultanze dell’impairment test sono così composte:
• 212.979 migliaia di euro per la svalutazione delle centrali elettriche in seguito alla revisione
del contratto di tolling;
• 5.997 migliaia di euro per la svalutazione della linea produttiva dell’impianto di Nettuno;
• 2.416 migliaia di euro per la svalutazione dell’impianto fotovoltaico di Gela.
Proventi (oneri) finanziari netti
Nel 2013 la società ha sostenuto oneri finanziari netti per 1.644 migliaia di euro in sostanziale calo
rispetto al 2012 (9.928 migliaia di euro), grazie alla riduzione registratasi nei tassi di interesse. Il saldo
della gestione finanziaria si articola in:
• 1.938 migliaia di euro (3.885 migliaia di euro nel 2012) per interessi passivi maturati su
finanziamenti con eni;
• 123 migliaia di euro (5.196 migliaia di euro di oneri netti nel 2012) per proventi finanziari
netti relativi all’IRS (Interest rate swap);
• 424 migliaia di euro riferiti essenzialmente a oneri su TFR e Fisde (148 migliaia di euro) e
all’attualizzazione dei fondi oneri ambientali e smantellamento impianti (239 migliaia di
euro) e dei fondi per esodi agevolati anni 2010 e 2011 (16 migliaia di euro);
• 595 migliaia di euro (1.583 migliaia di euro nel 2012) relativi principalmente a interessi attivi
per 462 migliaia di euro, maturati essenzialmente sulle disponibilità liquide temporanee e a
differenze cambio attive per 128 migliaia di euro.
21
Proventi netti su partecipazione
Nel 2013 la società ha registrato proventi da partecipazione per 22.743 migliaia di euro (20.625 migliaia
di euro nel 2012) derivanti dai dividendi sull’utile 2012 percepiti da:
• Enipower Mantova S.p.A. per 18.684 migliaia di euro (13.702 migliaia di euro nel 2012);
• Termica Milazzo S.r.l. per 4.059 migliaia di euro (6.755 migliaia di euro nel 2012).
Imposte sul reddito
La gestione fiscale evidenzia un risultato positivo di 22.460 migliaia di euro (-57.684 migliaia di euro nel
2012) derivante da imposte correnti per 65.935 migliaia di euro (55.834 migliaia di euro per Ires e
10.101 migliaia di euro per Irap), più che compensate da imposte differite attive per 88.395 migliaia di
euro.
La società è soggetta all’applicazione della c.d. “Robin Tax” che prevede per gli anni fiscali 2011, 2012 e
2013 l’applicazione di una addizionale maggiorata del 10,5%.
22
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
Var. ass.
987.941
(259.038)
2.714
1.381
(1.333)
209.327
209.327
31.12.2012
Capitale immobilizzato
Immobili, impianti e macchinari
Attività immateriali
Partecipazioni
1.246.979
Crediti finanziari e titoli strumentali all’attività operativa
Debiti netti relativi all’attività di investimento
(50.123)
(17.267)
32.856
1.408.897
1.181.382
(227.515)
(6.056)
Capitale di esercizio netto
Rimanenze
27.577
21.521
341.902
361.686
19.784
(165.916)
(193.701)
(27.785)
(16.809)
127.423
144.232
(226.751)
(244.678)
(17.927)
(4.100)
(6.544)
(2.444)
(44.097)
65.707
109.804
(6.709)
(5.999)
710
CAPITALE INVESTITO NETTO
1.358.091
1.241.090
(117.001)
PATRIMONIO NETTO
1.209.537
1.055.583
(153.954)
148.554
185.507
36.953
1.358.091
1.241.090
(117.001)
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
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 voci impattate sono le imposte anticipate (+224 migliaia di euro), i fondi per benefici dipendenti (+658 migliaia di euro) e il patrimonio netto (-434 migliaia di euro)
Il capitale immobilizzato al 31 dicembre 2013 è pari a 1.181.382 migliaia di euro, in diminuzione di
227.515 migliaia di euro principalmente per effetto della svalutazione apportata alle immobilizzazioni
materiali.
Le immobilizzazioni materiali nette al 31 dicembre 2013 sono di 987.941 migliaia di euro (1.246.979
migliaia di euro a fine 2012) ed evidenziano una riduzione di 259.038 migliaia di euro dovuta
prevalentemente all’avvenuta svalutazione dei cespiti per 221.021 migliaia di euro, agli ammortamenti
dell’anno per 112.447 migliaia di euro e alla cessione della centrale termoelettrica di Taranto a eni in
seguito all’operazione di scissione parziale del ramo d’azienda per 24.525 migliaia di euro. A parziale
compensazione dei fenomeni sopra elencati hanno contribuito gli investimenti di 98.875 migliaia di euro
effettuati nell’esercizio.
Le immobilizzazioni immateriali al 31 dicembre 2013 sono di 1.381 migliaia di euro e diminuiscono di
1.333 migliaia di euro. La variazione è riconducibile essenzialmente agli ammortamenti per 776 migliaia
di euro e all’eliminazione dell’avviamento di 560 migliaia di euro, in seguito alla svalutazione per 371
23
migliaia di euro e alla cessione a eni del ramo d’azienda della centrale termoelettrica di Taranto per 189
migliaia di euro.
Le partecipazioni al 31 dicembre 2013 di 209.327 migliaia di euro non registrano variazioni rispetto al
valore del 31 dicembre 2012.
I debiti netti relativi all’attività d’investimento ammontano al 31 dicembre 2013 a 17.267 migliaia di euro
registrando un calo di 32.856 migliaia di euro rispetto al 31 dicembre 2012.
Al 31 dicembre 2013 il capitale d’esercizio netto è di 65.707 migliaia di euro in incremento di 109.804
migliaia di euro rispetto al 31 dicembre 2012 (-44.097 migliaia di euro).
Il capitale di esercizio netto si articola in:
•
rimanenze per 21.521 migliaia di euro, in calo di 6.056 migliaia di euro per effetto
principalmente della riduzione dei prodotti finiti (essenzialmente pannelli fotovoltaici) e per
la cessione a eni di materiali diversi in seguito all’operazione di scissione parziale del ramo
d’azienda della centrale termoelettrica di Taranto per 2.637 migliaia di euro;
•
crediti commerciali per 361.686 migliaia di euro in incremento di 19.784 migliaia di euro,
principalmente per maggiori fatture da emettere verso eni;
•
debiti commerciali per 193.701 migliaia di euro, in aumento di 27.785 migliaia di euro, per
maggiori stanziamenti verso fornitori terzi;
•
debiti tributari e fondo imposte netto per 127.423 migliaia di euro, in aumento di 144.232
migliaia di euro per effetto di:
- aumento dei crediti tributari per 15.128 migliaia di euro, riferiti principalmente al
credito verso eni per consolidato fiscale Ires per 20.825 migliaia di euro e ai crediti di
imposta per Robin Tax e Irap per 11.185 migliaia di euro, compensati dall’estinzione del
credito per liquidazione iva di gruppo riferito al 2012 per 17.146 migliaia di euro;
- diminuzione dei debiti tributari per 40.725 migliaia di euro, principalmente per la
riduzione del debito verso eni per consolidato fiscale Ires per 26.774 migliaia di euro e
dei debiti per imposte sul reddito Robin Tax e Irap per 14.933 migliaia di euro;
- aumento dei crediti netti per imposte anticipate per 88.379 migliaia di euro, di cui
81.876 migliaia di euro per la svalutazione apportata alle immobilizzazioni, 11.592
migliaia di euro per la movimentazione dei certificati verdi e 1.469 migliaia di euro per
ammortamenti non deducibili;
•
i fondi per rischi e oneri di 244.678 migliaia di euro (226.751 migliaia di euro a fine 2012)
in aumento di 17.927 migliaia di euro per effetto di:
- aumento di 33.979 migliaia di euro per la variazione del fondo certificati verdi;
- aumento di 2.961 migliaia di euro per la variazione del fondo relativo ai contenziosi per
imposte (in particolare per contenziosi ICI relativi allo stabilimento di Ravenna);
- aumento di 996 migliaia di euro per la creazione del fondo esodi agevolati per gli anni
2013/2014;
- aumento di 796 migliaia di euro per la creazione del fondo rischi a garanzia di pannelli
fotovoltaici;
- diminuzione di 16.932 migliaia di euro in seguito all’estinzione del fondo contratto
onerosi per la risoluzione del contratto con Deutsche Solar;
- diminuzione di 3.929 migliaia di euro dei fondi smantellamento e oneri ambientali;
24
•
le altre attività (passività) di esercizio di -6.544 migliaia di euro (-4.100 migliaia di euro a
fine 2012) aumentano di 2.444 migliaia di euro per effetto principalmente di minori acconti
a fornitori per 4.411 migliaia di euro, di minori crediti per dividendi incassati dalla società
Termica Milazzo per 4.830 migliaia di euro e della diminuzione del valore dei contratti
derivati passivi non di copertura (IRS) per -5.069 migliaia di euro.
I fondi per i benefici a dipendenti di 5.999 migliaia di euro (6.708 migliaia di euro nel 2012) si riferiscono
al trattamento di fine rapporto (TFR) per 4.131 migliaia di euro, al fondo integrativo sanitario dirigenti
(FISDE) per 523 migliaia di euro e ad altri fondi per benefici definiti a dipendenti per 1.345 migliaia di
euro.
(migliaia di euro)
31.12.2012
31.12.2013
Var. ass.
Debiti finanziari
272.715
218.163
(54.552)
Debiti finanziari a lungo termine
218.092
163.546
(54.546)
Debiti finanziari a breve termine
54.623
54.617
(6)
Disponibilità liquide ed equivalenti
(124.161)
(32.656)
91.505
148.554
185.507
36.953
1.209.537
1.055.583
(153.954)
0,12
0,18
0,06
Patrimonio netto
Leverage
Al 31 dicembre 2013 l’indebitamento finanziario netto ammonta a 185.507 migliaia di euro (148.554
migliaia di euro al 31 dicembre 2012) in aumento di 36.953 migliaia di euro rispetto al 31 dicembre 2012.
L’indebitamento finanziario netto a lungo termine è di 163.546 migliaia di euro, in riduzione di 54.546
migliaia di euro rispetto al 31 dicembre 2012, e si riferisce agli originari prestiti di 600.000 migliaia di
euro, della durata di 15 anni, sottoscritti con eni ed erogati in diverse tranches.
Le disponibilità liquide ed equivalenti sono di 32.656 migliaia di euro, in riduzione di 91.505 migliaia di
euro, dovuta principalmente al pagamento del saldo 2012 e degli acconti 2013 relativi alle imposte
dirette.
Patrimonio netto
Al 31 dicembre 2013 il patrimonio netto è di 1.055.583 migliaia di euro ed è composto da: capitale
sociale (944.948 migliaia di euro), riserva legale (40.648 migliaia di euro), altre riserve (34.755 migliaia
di euro), utili portati a nuovo (84.851 migliaia di euro) e perdita di periodo (49.619 migliaia di euro).
Il patrimonio netto è in riduzione di 153.954 migliaia di euro (1.209.537 migliaia di euro nel 2012) a
causa della perdita di esercizio e della contrazione delle altre riserve per 19.387 migliaia di euro per
effetto della scissione parziale del ramo d’azienda costituito dalla centrale termoelettrica di Taranto.
25
Lo schema del rendiconto finanziario riclassificato consente di evidenziare la variazione dell’indebitamento
finanziario netto tra inizio e fine periodo.
2011
69.503
(migliaia di euro)
Utile netto
2012
2013
Var. ass.
77.147
(49.619)
(126.766)
109.981
334.479
224.498
204
1.535
1.331
40.610
(43.722)
(84.332)
Rettifiche per ricondurre l'utile al flusso di cassa da attività operativa:
115.908
433
6.032
55.652
- ammortamenti e altri componenti non monetari
- plusvalenze nette su cessioni di attività
- dividendi, interessi e imposte
Variazione del capitale di esercizio
(40.739)
Dividendi incassati, imposte pagate, interessi (pagati) incassati
206.789
Flusso di cassa netto da attività operativa
(67.307)
35.757
44.083
8.326
(38.545)
(114.099)
(75.554)
225.154
172.657
(52.497)
(101.601)
(98.881)
2.720
Investimenti in partecipazioni, imprese consolidate e rami d'azienda
207
(1.678)
Dismissioni e cessioni parziali di partecipazioni
Altre variazioni relative all’attività di investimento
706
80
(626)
30.551
(32.857)
(63.408)
(113.811)
138.011
Free cash flow
154.810
40.999
(60.763)
Variazione debiti finanziari correnti e non correnti
(54.742)
(54.552)
190
(67.091)
Flusso di cassa del capitale proprio
(66.146)
(85.045)
(18.899)
7.093
7.093
33.922
(91.505)
(125.427)
Altre variazioni delle disponibilità liquide (conguaglio scissione Taranto)
10.157
FLUSSO DI CASSA NETTO DEL PERIODO
Variazione dell'indebitamento finanziario netto
31.12.2011
138.011
(migliaia di euro)
Free cash flow
30.12.2013
Var. ass.
154.810
40.999
(113.811)
7.093
7.093
(66.146)
(85.045)
(18.899)
88.664
(36.953)
(125.617)
31.12.2012
Debiti e crediti finanziari società acquisite
Debiti e crediti finanziari società disinvestite
Differenze cambio su debiti e crediti finanziari e altre variazioni
(67.091)
70.920
VARIAZIONE DELL'INDEBITAMENTO FINANZIARIO NETTO
(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 2013 la società ha generato un free cash flow per 40.999 migliaia di euro risultante dalla
differenza tra la cassa generata dall’attività operativa per 172.657 migliaia di euro e quella impiegata per
gli investimenti per 131.658 migliaia di euro.
26
Andamento economico delle società controllate
Nelle tabelle seguenti sono riportati il risultato operativo e il risultato netto delle principali società
controllate.
Enipower Mantova S.p.A.
(migliaia di euro)
Var. ass.
31.12.2012
31.12.2013
Utile operativo
46.882
53.089
6.207
Utile netto
23.329
28.273
4.944
31.12.2012
31.12.2013
Utile operativo
43.361
38.280
(5.081)
Utile netto
18.827
18.014
(813)
Società Enipower Ferrara Srl
(migliaia di euro)
Var. ass.
I dati relativi al 2012 differiscono da quelli riportati nel bilancio 2012 in seguito al restatement per l'applicazione del
principio IAS 19 "Benefici a dipendenti".
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 2013 è stato di 53.089 migliaia di euro e l’utile d’esercizio di 28.273
migliaia di euro. L’utile è aumentato di 4.944 migliaia di euro rispetto all’esercizio precedente, riflettendo
sia il miglioramento registrato nel risultato operativo che il miglior saldo della gestione finanziaria,
principalmente dovuto al favorevole andamento dei tassi applicati al finanziamento a lungo termine.
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.
Il risultato operativo conseguito nel 2013 è stato di 38.280 migliaia di euro. L’utile d’esercizio è di 18.014
migliaia di euro in diminuzione di 813 migliaia di euro rispetto all’esercizio precedente. A fronte di un
peggioramento della performance operativa (-5 milioni di euro), si registra un miglioramento della
gestione finanziaria (+3,1 milioni di euro) e minori imposte di competenza dell’esercizio (+1,1 milioni di
euro), dovute al minor risultato ante imposte.
27
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 vengono 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 viene 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 responsabile del monitoraggio dello
sviluppo tecnologico e delle nuove applicazioni in ambito industriale. Tale unità si avvale del supporto di
eni e del suo Comitato Innovazione.
28
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”.
29
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 l’ottenimento delle autorizzazioni per la realizzazione del progetto
dell’impianto a biomassa di Porto Torres nell’ambito del progetto Chimica Verde di eni.
30
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 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, 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 e a Versalis S.p.A, sempre in base a contratti con
prezzi determinati in base ad oggettivi parametri di mercato. 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 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 2013, 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 e il
Gas
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 e il Gas.
31
Sedi secondarie
In ottemperanza a quanto disposto dall’articolo 2428, quarto comma del codice civile, si attesta che al 31
dicembre 2013 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 Laurentina, 449 - Roma- ufficio commerciale
Fatti di rilievo avvenuti dopo la chiusura dell’esercizio
In data 25 febbraio 2014 le società controllate Enipower Mantova S.p.A. e SEF s.r.l., hanno ricevuto
comunicazione da parte di eni che, in seguito del deterioramento delle condizioni del mercato elettrico,
riscontra una “ormai consolidata perdita di redditività del proprio business Power”.
Conseguentemente eni ha invitato le società a voler considerare il deterioramento delle condizioni di
mercato al fine di concordare una modifica del corrispettivo di Conto Lavorazione.
32
Riconduzione degli schemi di bilancio riclassificati utilizzati nella
relazione sulla gestione a quelli obbligatori
(migliaia di euro)
31 dicembre 2012
Voci dello stato patrimoniale riclassificato
Valori da
schema
legale
(dove non espressamente indicato, la componente è ottenuta
direttamente dallo schema legale)
Partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto
e Altre partecipazioni
Valori da
schema
riclassificato
31 dicembre 2013
Valori da
schema
legale
Valori da
schema
riclassificato
1.246.979
987.941
2.714
1.381
209.327
209.327
(50.123)
(17.267)
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
(50.123)
Totale Capitale immobilizzato
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
27.577
21.521
361.686
(165.916)
(16.809)
(193.701)
127.423
(1.825)
(63.425)
2.664
32.010
249
19.795
104.113
157.750
(226.751)
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
1.181.382
341.902
(14.933)
(27.618)
(98.166)
Fondi per rischi ed oneri
- altri crediti
(17.267)
1.408.897
(244.678)
(4.100)
(6.544)
19.619
10.644
7.485
1
(10.151)
(6.711)
(14.343)
7.342
1
(8.959)
(6.298)
(9.274)
Totale Capitale di esercizio netto
(44.097)
65.707
(6.709)
(5.999)
CAPITALE INVESTITO NETTO
1.358.091
1.241.090
Patrimonio netto comprese le interessenze di terzi
1.209.537
1.055.583
Debiti finanziari e obbligazioni, composti da:
- passività finanziarie a lungo termine
- quote a breve di passività finanziarie a lungo termine
272.805
218.253
218.182
163.636
54.623
54.617
a dedurre:
Crediti finanziari non strumentali all'attività operativa
Totale Indebitamento finanziario netto
COPERTURE
(124.161)
(32.656)
(90)
(90)
148.554
185.507
1.358.091
1.241.090
I dati presenti nella colonna 2012 differiscono da quanto pubblicato lo scorso anno in seguito al restatement per l'applicazione del principio IAS 19.
Le voci impattate sono le imposte anticipate (+224 migliaia di euro), i fondi per benefici dipendenti (+658 migliaia di euro) e il patrimonio netto (-434 migliaia di
euro).
33
2012
Voci del Rendiconto Finanziario Riclassificato e
confluenze/riclassifiche delle voci dello schema legale
Valori da
schema legale
2013
Valori da
schema
riclassificato
Valori da
schema legale
Valori da
schema
riclassificato
(migliaia di euro)
Utile netto
77.147
(49.619)
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
109.981
109.781
(16)
216
(136)
Plusvalenze nette su cessioni di attività
Dividendi, interessi e imposte
- dividendi
334.479
113.223
221.392
204
1.535
40.610
(43.722)
(20.457)
(22.743)
- interessi attivi
(745)
(463)
- interessi passivi
4.128
1.944
- imposte sul reddito
57.684
Variazione del capitale di esercizio
- rimanenze
(22.460)
35.757
44.083
14.624
3.419
- crediti commerciali e diversi
(28.677)
(25.497)
- debiti commerciali
(27.402)
27.959
- fondi per rischi e oneri
93.918
21.930
- altre attività e passività
(16.706)
Dividendi incassati, imposte pagate, interessi (pagati) incassati
- dividendi incassati
- interessi incassati
- interessi pagati
- imposte sul reddito pagate al netto dei crediti d'imposta rimborsati
18.809
457
293
(2.131)
(53.667)
34
(139.834)
225.154
172.657
(101.601)
(98.881)
(101.607)
6
(98.875)
(6)
706
537
80
80
169
30.551
30.551
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
(114.099)
27.573
(4.144)
- 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
16.272
(38.545)
(32.857)
(32.857)
154.810
40.999
(54.742)
(54.742)
(54.552)
(54.552)
0
(66.146)
(66.146)
(85.045)
(85.045)
33.922
7.093
(91.505)
Bilancio 2013
112
ENIPOWER BILANCIO DI ESERCIZIO 2013 / Schemi
Stato patrimoniale
31.12.2012
(in euro)
Note
Totale
31.12.2013
di cui verso
parti correlate
Totale
di cui verso parti
correlate
ATTIVITA'
Attività correnti
(6)
124.161.084
124.151.878
32.656.290
32.653.609
Crediti commerciali e altri crediti
(7)
378.667.542
349.032.985
393.154.138
380.837.895
Rimanenze
(8)
27.577.152
21.520.671
Attività per imposte sul reddito correnti
(9)
18.673
11.185.143
Attività per altre imposte correnti
(10)
168.036
Altre attività correnti
(11)
7.484.830
248.866
7.311.944
7.342.299
538.077.317
466.107.407
(12) 1.246.978.554
987.940.933
(13)
2.714.454
1.381.344
Partecipazioni in imprese controllate, collegate e a controllo congiunto
(14)
209.183.991
209.183.991
Altre partecipazioni
(15)
142.866
142.866
Altre attività finanziarie
(16)
90.000
90.000
Attività per imposte anticipate
(17)
5.947.108
94.324.937
Altre attività non correnti
(18)
7.341.826
Attività non correnti
TOTALE ATTIVITA'
PASSIVITA' E PATRIMONIO NETTO
2.463.545
567
2.665.793
1.467.520.518
1.295.729.864
2.005.597.835
1.761.837.271
2.290.353
Passività correnti
Passività finanziarie a breve termine
36
Quote a breve di passività finanziarie a lungo termine
(23)
54.623.394
54.623.394
54.616.921
54.616.921
Debiti commerciali e altri debiti
(19)
252.964.194
208.746.019
220.888.634
185.319.036
Passività per imposte sul reddito correnti
(20)
14.933.395
Passività per altre imposte correnti
(21)
843.831
863.670
Altre passività correnti
(22)
6.711.470
6.298.082
330.076.284
282.667.343
8.533
Passività non correnti
Passività finanziarie a lungo termine
(23)
218.181.818
(24)
226.751.475
244.677.929
(25)
6.708.730
5.998.552
Passività per imposte differite
(26)
Altre passività non correnti
(27)
TOTALE PASSIVITA'
PATRIMONIO NETTO
Capitale sociale
Riserva sovrapprezzo azioni
14.343.110
218.181.818
13.443.110
163.636.364
9.274.402
465.985.133
423.587.247
796.061.417
706.254.590
944.947.849
944.947.849
163.636.364
8.374.402
(28)
2.329.765
2.329.765
Riserva legale
36.790.303
40.647.637
Altre riserve
51.714.903
32.425.487
Utili portati a nuovo
96.606.936
84.850.957
Utile/Perdita dell'esercizio
77.146.662
(49.619.014)
TOTALE PATRIMONIO NETTO
1.209.536.418
1.055.582.681
TOTALE PASSIVITA' E PATRIMONIO NETTO
2.005.597.835
1.761.837.271
Le voci impattate sono: le imposte anticipate, i fondi per benefici dipendenti, il patrimonio netto.
36
Conto economico
2012
(in euro)
Note
RICAVI
(30)
Totale ricavi
COSTI OPERATIVI
di cui verso
parti correlate
Totale
di cui verso
parti correlate
1.046.806.632
958.626.395
962.809.637
33.946.672
28.365.046
19.437.224
17.231.252
982.246.861
906.043.082
1.080.753.304
888.811.830
(31)
Acquisti, prestazioni di servizi e costi diversi
Costo lavoro
AMMORTAMENTI E SVALUTAZIONI
UTILE OPERATIVO
PROVENTI (ONERI) FINANZIARI
Totale
2013
812.135.542
649.372.040
706.632.972
627.137.809
34.719.038
1.574.007
34.177.119
516.330
109.764.757
334.615.157
123.940.632
(93.178.387)
(32)
Proventi finanziari
1.583.193
763.878
595.243
419.974
Oneri finanziari
(6.316.173)
(4.146.052)
(2.362.185)
(1.950.431)
Strumenti derivati
(5.195.722)
(5.195.722)
122.892
122.892
(1.644.050)
(1.407.565)
22.743.414
22.743.414
22.743.414
(9.735.367)
PROVENTI (ONERI) SU PARTECIPAZIONI
(33)
- Altri proventi (oneri) su partecipazioni
20.625.379
20.625.379
134.830.644
UTILE ANTE IMPOSTE
Imposte sul reddito
Utile/Perdita netta
(34)
20.625.379
(72.079.023)
(57.683.983)
22.460.009
77.146.661
(49.619.014)
I dati presenti nella colonna 2012 differiscono da quanto pubblicato lo scorso anno in seguito al restatement per l'applicazione del principio
IAS 19 "Benefici a dipendenti". Le voci impattate sono il costo lavoro e gli oneri finanziari.
37
Prospetto dell’utile complessivo
(migliaia di euro)
2012
2013
Utile/Perdita netta dell'esercizio
77.147
(49.619)
Altre componenti dell'utile/Perdita complessiva:
- Rivalutazioni di piani a benefici definiti per i dipendenti
- Effetto fiscale
Totale altre componenti dell'utile complesssivo
Totale utile/perdita complessivo dell'esercizio
(1.062)
153
361
(56)
(701)
97
76.446
(49.522)
I dati presenti nella colonna 2012 differiscono da quanto pubblicato lo scorso anno in seguito al restatement per l'applicazione del principio
IAS 19” Benefici a dipendenti”.
38
Prospetto delle variazioni nelle voci di patrimonio netto
Riserva es art.13 Dlgs 124/93
Riserva facoltativa
Altre riserve
Utili relativi a esercizi
precedenti
2.330
19
47.316
5.066
97.241
Totale
944.948 29.825
Utile dell'esercizio
Riserva legale
Saldi al 31 dicembre 2010
Capitale sociale
(migliaia di euro)
Note
Patrimonio netto di Enipower S.p.A.
69.799 1.196.544
69.503
69.503
Operazioni con gli azionisti:
Destinazione utile
3.490
(3.490)
Aumento del capitale sociale
Attribuzione dividendo
(783) (66.309)
944.948 33.315
2.330
19
47.316
5.066
96.458
(67.092)
69.503 1.198.955
Altri movimenti di patrimonio netto:
Costo stock option
Altre variazioni
944.948 33.315
2.330
19
15
15
15
15
47.331
5.066
96.458
69.503 1.198.970
39
segue
Riserva legale
Riserva facoltativa
Altre riserve
precedenti
Totale
Capitale sociale
(migliaia di euro)
Note
944.948
33.315
2.330
19
47.331
5.066
96.458
69.503
1.198.970
Modifiche criteri contabili
Saldi al 31 dicembre 2011 rettificati
267
944.948
33.315
2.330
19
47.331
5.066
96.725
267
69.503
1.199.237
77.147
77.147
77.147
76.446
Altre componenti dell'utile dell'esercizio complessivo
IAS 19 OCI 2012
(701)
Utile complessivo dell'esercizio
(701)
Destinazione utile residuo
(701)
3.475
(3.475)
(118)
(66.028)
(66.146)
944.948
36.790
2.330
19
47.331
4.365
96.607
77.147
1.209.537
944.948
36.790
2.330
19
47.331
4.365
96.607
77.147
1.209.537
Costo stock option
Altre variazioni
I dati riferiti al 2012 sono stati rettificati degli effetti prodotti dall’applicazione retroattiva del nuovo principio contabile IAS 19 “Benefici a
dipendenti”.
40
segue
Riserva legale
Riserva facoltativa
Altre riserve
precedenti
Totale
Capitale sociale
(migliaia di euro)
Note
944.948
36.790
2.330
19
47.331
4.365
96.607
77.147
1.209.537
Perdita dell'esercizio
Altre componenti dell'utile complessivo:
IAS 19 OCI 2013
Totale perdita complessiva dell'esercizio
97
97
Destinazione utile residuo
3.858
944.948
40.648
(49.619)
(49.619)
97
(49.522)
(3.858)
2.330
19
Costo stock option
Altre variazioni
(49.619)
47.331
4.462
(11.756)
(73.289)
(85.045)
84.851
(49.619)
1.074.970
(19.387)
944.948
40.648
2.330
19
27.944
(19.387)
4.462
84.851
(49.619)
1.055.583
41
Rendiconto finanziario
(migliaia di euro)
Note
Utile / Perdita netto
2012
2013
77.147
(49.619)
Rettifiche per ricondurre l'utile netto al flusso di cassa da attività operative:
Ammortamenti
(31)
109.781
113.223
Svalutazioni nette di attività materiali e immateriali
(31)
(16)
221.392
204
1.535
(33)
(20.457)
(22.743)
(745)
(463)
Plusvalenze nette su cessioni di attività
Dividendi
Interessi attivi
Interessi passivi
Imposte sul reddito
(34)
4.128
1.944
57.684
(22.460)
Altre variazioni
Variazioni del capitale di esercizio:
14.624
3.419
- crediti commerciali
- rimanenze
(28.677)
(25.497)
- debiti commerciali
(27.402)
27.959
93.918
21.930
- altre attività e passività
(16.706)
16.272
35.757
44.083
Flusso di cassa del capitale di esercizio
Variazione fondo per benefici ai dipendenti
Dividendi incassati
Interessi incassati
Interessi pagati
Imposte sul reddito pagate al netto dei crediti d'imposta rimborsati
216
(136)
18.809
27.573
457
293
(4.144)
(2.131)
(53.667)
(139.834)
225.154
172.657
(35)
323.880
264.011
(12)
(101.607)
(98.875)
(13)
6
(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
30.551
(32.857)
(71.050)
(131.738)
537
80
Disinvestimenti:
- imprese uscite dall’area di consolidamento e rami d’azienda
- partecipazioni
169
- 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
Rimborso di debiti finanziari a lungo termine
(35)
706
80
(70.344)
(131.658)
(31.877)
(46.099)
(54.742)
(54.552)
(66.146)
(85.045)
Incremento (Decremento) di debiti finanziari correnti
Dividendi pagati
Flusso di cassa netto da attività di finanziamento
(120.888)
(139.597)
-di cui verso parti correlate
(120.888)
(139.597)
7.093
Flusso di cassa netto del periodo
33.922
(91.505)
Disponibilità liquide ed equivalenti ad inizio esercizio
90.239
124.161
124.161
32.656
Disponibilità liquide ed equivalenti a fine esercizio
42
ENIPOWER BILANCIO DI ESERCIZIO 2013 / 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 2013 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, nonchè 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 2013, approvato dal Consiglio di Amministrazione di
Enipower S.p.A. nella riunione del 5 marzo 2014 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, i depositi a vista nonchè le attività finanziarie
originariamente esigibili entro 90 giorni, prontamente convertibili in cassa e sottoposte a un irrilevante
rischio di variazione di valore.
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.
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
43
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 (v. successivo punto
“Valutazioni al fair value”), 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). 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 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.
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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 3, 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 4.
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.
I contributi in conto esercizio sono rilevati a conto economico per competenza, coerentemente con il
sostenimento dei costi cui sono correlati.
Attività finanziarie
Partecipazioni
Le partecipazioni in imprese controllate, in imprese congiuntamente controllate e in imprese collegate sono
valutate al costo di acquisto, comprensivo dei costi accessori di diretta imputazione. In presenza di obiettive
evidenze di perdita di valore (v. anche punto “Attività correnti”) la 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.
In assenza di un accordo di vendita vincolante, il fair value è stimato sulla base dei valori espressi da un
mercato attivo, da transazioni recenti ovvero sulla base delle migliori informazioni disponibili per riflettere
l’ammontare che l’impresa potrebbe ottenere dalla vendita dell’attività. 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 dell’attività e, se significativi e ragionevolmente
determinabili, dalla sua cessione al netto degli oneri di dismissione. I flussi di cassa sono 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
3
4
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.
45
a 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.
Il rischio derivante da eventuali perdite eccedenti il patrimonio netto è rilevato in un apposito fondo nella
misura in cui la società è impegnata ad adempiere a obbligazioni legali, contrattuali o implicite nei confronti
dell’impresa partecipata o comunque a coprire le sue perdite.
Quando vengono meno i motivi delle svalutazioni effettuate, le partecipazioni valutate al costo sono
rivalutate nei limiti delle svalutazioni effettuate con imputazione dell’effetto a conto economico alla voce
“Altri proventi/oneri su partecipazioni”.
Le altre partecipazioni sono valutate al fair value con imputazione degli effetti derivanti dalla valutazione
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. Quando il fair value non può essere attendibilmente determinato, le partecipazioni sono valutate al
costo rettificato per le perdite di valore. Le perdite di valore non sono oggetto di ripristino.
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”).
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. Gli accantonamenti relativi a contratti onerosi sono iscritti al minore tra il costo necessario per
l’adempimento dell’obbligazione, al netto dei benefici economici attesi derivanti dal contratto, e il costo per
la risoluzione del contratto. 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.
46
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.
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.
47
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.
Le attività e passività non monetarie in valuta diversa da quella funzionale, valutate al costo sono iscritte al
cambio di rilevazione iniziale. Quando la valutazione è effettuata al fair valu,e ovvero al valore recuperabile
o di realizzo, è adottato il cambio corrente alla data di determinazione di tale valore.
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.
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.
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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, ivi inclusi quelli impliciti (c.d. embedded derivatives) oggetto di separazione dal
contratto principale, sono attività e passività rilevate al fair value stimato secondo i criteri indicati al punto
“Valutazioni al fair value”. Il fair value delle passività per strumenti derivati considera le rettifiche per tener
conto del non-performance risk dell’emittente (v. successivo punto “Valutazioni al fair value”).
I derivati sono designati come strumenti di copertura quando la relazione tra il derivato e l’oggetto della
copertura è formalmente documentata e l’efficacia della copertura, verificata periodicamente, è elevata.
Quando i derivati di copertura coprono il rischio di variazione del fair value degli strumenti oggetto di
copertura (fair value hedge; es. copertura della variabilità del fair value di attività/passività a tasso fisso), i
derivati sono rilevati al fair value con imputazione degli effetti a conto economico. Coerentemente, gli
strumenti oggetto di copertura sono adeguati per riflettere, a conto economico, le variazioni del fair value
associate al rischio coperto, indipendentemente dalla previsione di un diverso criterio di valutazione
applicabile generalmente alla tipologia di strumento.
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 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.
49
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 5
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
Nel bilancio civilistico della società sono applicati gli stessi principi contabili e gli stessi criteri di valutazione
dell’esercizio precedente, fatta eccezione per i principi contabili internazionali entrati in vigore a partire
dall’1 gennaio 2013 illustrati nella sezione del bilancio d’esercizio 2012 “Principi contabili di recente
emanazione”.
In particolare, con il Regolamento 475/2012 emesso dalla Commissione Europea in data 5 giugno 2012 è
stata omologata la nuova versione dello IAS 19 “Benefici per i dipendenti” (di seguito IAS 19) le cui nuove
disposizioni sono applicate con effetto retroattivo rettificando i valori di apertura dello stato patrimoniale
all’1 gennaio 2012 e i dati economici del 2012. L’applicazione delle nuove disposizioni dello IAS 19 non ha
prodotto effetti significativi.
Inoltre, a partire dall’ 1 gennaio 2013 è entrato in vigore l’IFRS 13 “Valutazione del fair value” (omologato
dalla Commissione Europea con Regolamento n. 1255/2012 del 11 dicembre 2012) che definisce un
framework unico per le valutazioni al fair value, richieste o consentite da parte di altri IFRS e per
l’informativa di bilancio. In particolare, il fair value è definito come il prezzo da ricevere per la vendita di
un’attività (da pagare per il trasferimento di una passività) nell’ambito di una transazione ordinaria posta in
essere tra operatori di mercato alla data della valutazione. L’applicazione delle disposizioni dell’IFRS 13 non
ha prodotto effetti significativi.
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
5
Gli schemi di bilancio sono gli stessi adottati nel bilancio d’esercizio 2012, fatta eccezione per il prospetto dell’utile complessivo dove, per
effetto dell’entrata in vigore delle modifiche allo IAS 1 “Presentazione del bilancio”, le componenti dell’utile complessivo sono raggruppate
sulla base della possibilità di una loro riclassifica a conto economico secondo quanto disposto dagli IFRS di riferimento (cd. reclassification
adjustments).
50
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.
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.
51
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.
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
ripristino dei siti
prevalentemente
materie è frutto
aziendale.
52
a rilevare le passività ambientali, gli obblighi di rimozione delle attività materiali e di
e le passività relative ai benefici per i dipendenti, effettua accantonamenti connessi
ai contenziosi legali e fiscali e assicurativi. La stima degli accantonamenti in queste
di un processo complesso che comporta giudizi soggettivi da parte della Direzione
5
Principi contabili di recente emanazione
Con il regolamento n. 1254/2012 emesso dalla Commissione Europea in data 11 dicembre 2012 sono stati
omologati l’IFRS 10 “Bilancio consolidato” (di seguito “IFRS 10”) e la versione aggiornata dello IAS 27
“Bilancio separato” (di seguito “IAS 27”) che stabiliscono, rispettivamente, i principi da adottare per la
presentazione e la preparazione del bilancio consolidato e del bilancio separato.
Le disposizioni dell’IFRS 10 forniscono, tra l’altro, una nuova definizione di controllo da applicarsi in maniera
uniforme a tutte le imprese (ivi incluse le società veicolo). Secondo tale definizione, un’impresa è in grado di
esercitare il controllo se è esposta o ha il diritto a partecipare ai risultati (positivi e negativi) della
partecipata e se è in grado di esercitare il suo potere per influenzarne i risultati economici. Il principio
fornisce alcuni indicatori da considerare ai fini della valutazione dell’esistenza del controllo che includono,
tra l’altro, diritti potenziali, diritti meramente protettivi, l’esistenza di rapporti di agenzia o di franchising. Le
nuove disposizioni, inoltre, riconoscono la possibilità di esercitare il controllo su una partecipata anche in
assenza della maggioranza dei diritti di voto per effetto della dispersione dell’azionariato o di un
atteggiamento passivo da parte degli altri investitori. Le disposizioni dell’IFRS 10 e della nuova versione
dello IAS 27 sono efficaci a partire dagli esercizi che hanno inizio il, o dopo il, 1 gennaio 2014.
Con il regolamento n. 1254/2012 emesso dalla Commissione Europea in data 11 dicembre 2012 sono stati
omologati l’IFRS 11 “Accordi a controllo congiunto” (di seguito “IFRS 11”) e la versione aggiornata dello IAS
28 “Partecipazioni in società collegate e joint venture” (di seguito “IAS 28”). L’IFRS 11 individua, sulla base
dei diritti e delle obbligazioni in capo ai partecipanti, due tipologie di accordi, le joint operation e le joint
venture, e disciplina il conseguente trattamento contabile da adottare per la loro rilevazione in bilancio. Con
riferimento alla rilevazione delle joint venture, le nuove disposizioni indicano, quale unico trattamento
consentito, il metodo del patrimonio netto, eliminando la possibilità di utilizzo del consolidamento
proporzionale. La partecipazione a una joint operation comporta la rilevazione delle attività/passività e dei
costi/ricavi connessi all’accordo sulla base dei diritti/obblighi spettanti indipendentemente dall’interessenza
partecipativa detenuta. La versione aggiornata dello IAS 28 definisce, tra l’altro, il trattamento contabile da
adottare in caso di vendita totale o parziale di una partecipazione in un’impresa controllata congiuntamente
o collegata. Le disposizioni dell’IFRS 11 e della nuova versione dello IAS 28 sono efficaci a partire dagli
esercizi che hanno inizio il, o dopo il, 1 gennaio 2014.
Con il regolamento n. 1254/2012 emesso dalla Commissione Europea in data 11 dicembre 2012 è stato
omologato l’IFRS 12 “Informativa sulle partecipazioni in altre entità” (di seguito “IFRS 12”) che disciplina
l’informativa da fornire in bilancio in merito alle imprese controllate e collegate, alle joint operation e alle
joint venture, nonché alle imprese veicolo (structured entities) non incluse nell’area di consolidamento. Le
disposizioni dell’IFRS 12 sono efficaci a partire dagli esercizi che hanno inizio il, o dopo il, 1 gennaio 2014.
Con il regolamento n. 313/2013, emesso dalla Commissione Europea in data 4 aprile 2013, è stato
omologato il documento “Bilancio consolidato, Accordi a controllo congiunto e Informativa sulle
partecipazioni in altre entità: Guida alle disposizioni transitorie (Modifiche all’IFRS 10, all’IFRS 11 e all’IFRS
12)” che fornisce alcuni chiarimenti e semplificazioni con riferimento ai transition requirements dei principi
IFRS 10, IFRS 11 e IFRS 12. Le disposizioni del documento sono efficaci a partire dagli esercizi che hanno
inizio il, o dopo il,1 gennaio 2014. 6
Con il regolamento n. 1256/2012, emesso dalla Commissione Europea in data 13 dicembre 2012, sono state
omologate le modifiche allo IAS 32 “Strumenti finanziari: Esposizione in bilancio — Compensazione di
attività e passività finanziarie” (di seguito “modifiche allo IAS 32”) -, in base alle quali:
(i)
al fine di operare una compensazione, il diritto di offsetting deve essere legalmente
esercitabile in ogni circostanza ovvero sia nel normale svolgimento delle attività sia nei
casi di insolvenza, default o bancarotta di una delle parti contrattuali;
(ii) al verificarsi di determinate condizioni, il contestuale regolamento di attività e
passività finanziarie su base lorda con la conseguente eliminazione o riduzione
6
In accordo con le regole di transizione previste dall’IFRS 10 e dall’IFRS 11, le nuove disposizioni saranno applicate, ai fini della redazione
del bilancio consolidato, con effetto retroattivo a partire dal 1° gennaio 2014 rettificando i valori di apertura dello stato patrimoniale al 1°
gennaio 2013 e i dati economici del 2013. Alla data del presente bilancio, si stima che l’applicazione delle nuove disposizioni nel bilancio
consolidato comporti: (i) un aumento/riduzione del patrimonio netto al 1° gennaio 2013 di €…; (ii) un aumento/riduzione del patrimonio
netto al 31 dicembre 2013 di €… . L’effetto sul conto economico 2013 non è significativo.
53
significativa dei rischi di credito e di liquidità, può essere considerato equivalente ad
un regolamento su base netta. Le modifiche allo IAS 32 sono efficaci a partire dagli
esercizi che hanno inizio il, o dopo il, 1 gennaio 2014.
omologate alcune modifiche allo IAS 36 “Riduzione di valore delle attività – Informazioni integrative sul
valore recuperabile delle attività non finanziarie” (di seguito “modifiche allo IAS 36”) che integrano le
disclosure da fornire prevedendo:
(i)
l’indicazione del valore recuperabile dei singoli asset o cash generating unit oggetto di
svalutazione/ripristino di valore;
(ii) un’integrazione delle informazioni da fornire nei casi in cui il valore recuperabile sia
determinato sulla base del fair value al netto dei costi di dismissione. Le modifiche allo
IAS 36 sono efficaci a partire dagli esercizi che hanno inizio il, o dopo il, 1 gennaio
2014.
omologate alcune modifiche allo IAS 39 “Strumenti finanziari: Rilevazione e valutazione – Novazione di
derivati e continuazione della contabilizzazione di copertura” (di seguito “modifiche allo IAS 39”), in base
alle quali non rappresenta un evento che comporta la cessazione della contabilizzazione in hedge accounting
la novazione di un contratto derivato, effettuata a seguito di disposizioni normative o regolamentari, che
implichi la sostituzione della controparte originaria con una controparte centrale. Le modifiche allo IAS 39
sono efficaci a partire dagli esercizi che hanno inizio il, o dopo il, 1 gennaio 2014.
Principi contabili e interpretazioni emessi dallo IASB/IFRIC e non ancora omologati
dalla Commissione Europea
In data 12 novembre 2009 lo IASB ha emesso l’IFRS 9 “Financial Instruments” (di seguito “IFRS 9”) che
modifica i criteri di rilevazione e valutazione delle attività finanziarie e la relativa classificazione in bilancio.
In particolare, le nuove disposizioni stabiliscono, tra l’altro, un modello di classificazione e valutazione delle
attività finanziarie basato esclusivamente sulle seguenti categorie:
(i)
attività valutate al costo ammortizzato;
(ii) attività valutate al fair value. Le nuove disposizioni, inoltre, prevedono che le
partecipazioni diverse da quelle in controllate, controllate congiuntamente o collegate
siano valutate al fair value con imputazione degli effetti a conto economico. Nel caso in
cui tali partecipazioni non siano detenute per finalità di trading, è consentito rilevare le
variazioni di fair value nel prospetto dell’utile complessivo, mantenendo a conto
economico esclusivamente gli effetti connessi con la distribuzione dei dividendi; all’atto
della cessione della partecipazione, non è prevista l’imputazione a conto economico
degli importi rilevati nel prospetto dell’utile complessivo. Inoltre, in data 28 ottobre
2010, lo IASB ha integrato le disposizioni dell’IFRS 9 includendo i criteri di rilevazione e
valutazione delle passività finanziarie. In particolare, le nuove disposizioni richiedono,
tra l’altro, che, in caso di valutazione di una passività finanziaria al fair value con
imputazione degli effetti a conto economico, le variazioni del fair value connesse a
modifiche del rischio di credito dell’emittente (cd. own credit risk) siano rilevate nel
prospetto dell’utile complessivo; è prevista l’imputazione di detta componente a conto
economico per assicurare la simmetrica rappresentazione con altre poste di bilancio
connesse con la passività evitando accounting mismatch.
In data 19 novembre 2013, lo IASB ha integrato l’IFRS 9 con le nuove disposizioni in materia di hedge
accounting aventi l’obiettivo di garantire che le operazioni di copertura siano allineate alle strategie di risk
management delle imprese e siano basate su un approccio maggiormente principles-based rispetto al
passato. In particolare, le principali modifiche riguardano:
(i)
la valutazione solo su base prospettica dell’efficacia della copertura;
(ii) la possibilità di intervenire sull’operazione di copertura, successivamente alla
designazione iniziale, (cd rebalancing) in presenza di obiettivi di risk management
invariati;
54
(iii) la possibilità, al verificarsi di determinate condizioni, di qualificare, come oggetto della
copertura, una componente di rischio di un item non finanziario, posizioni nette o layer
components;
(iv) la possibilità di coprire posizioni aggregate, ossia una combinazione di un derivato e di
un’esposizione non derivata;
(v) la contabilizzazione del time value delle opzioni o dei punti premio di contratti forward,
esclusi dalla valutazione dell’efficacia della copertura, coerentemente con le
caratteristiche dell’oggetto della copertura. Inoltre, le integrazioni del novembre 2013
hanno rimosso la data di efficacia dell’IFRS 9 che sarà definita quando l’intero principio
sarà finalizzato (le precedenti disposizioni facevano riferimento al 1 gennaio 2015).
In data 20 maggio 2013, l’IFRIC ha emesso l’interpretazione IFRIC 21 “Levies” (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. Le disposizioni dell’IFRIC 21
sono efficaci a partire dagli esercizi che hanno inizio il, o dopo il, 1 gennaio 2014.
In data 21 novembre 2013, lo IASB ha emesso la modifica allo IAS 19 “Defined Benefit Plans: Employee
Contributions”, 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) siano indicati nelle condizioni formali del piano;
(ii) siano collegati al servizio svolto dal dipendente;
(iii) siano 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 luglio 2014 (per Enipower: bilancio 2015).
In data 12 dicembre 2013, lo IASB ha emesso i documenti “Annual Improvements to IFRSs 2010 - 2012
Cycle” e “Annual Improvements to IFRSs 2011 - 2013 Cycle” contenenti 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 luglio 2014 (per Enipower: bilancio 2015).
Enipower sta analizzando i principi indicati e valutando se la loro adozione avrà un impatto significativo sul
bilancio.
55
Attività correnti
6
Al 31 dicembre 2013 le disponibilità liquide ed equivalenti sono di 32.656 migliaia di euro (124.161 migliaia
di euro al 31 dicembre 2012) e comprendono attività finanziarie riguardanti i saldi attivi in giacenza sui c/c
aperti presso eni e presso altri istituti di credito.
7
Al 31 dicembre 2013 i crediti commerciali e gli altri crediti di 393.154 migliaia di euro (378.667 migliaia di
euro al 31 dicembre 2012) sono:
(migliaia di euro)
Crediti commerciali
31.12.2012
31.12.2013
341.902
361.686
36.765
31.468
Altri crediti:
- altri
36.765
31.468
378.667
393.154
I crediti commerciali riguardano: crediti verso controllanti (255.238 migliaia di euro), crediti verso altre
imprese del gruppo (48.449 migliaia di euro), crediti verso clienti terzi (52.751 migliaia di euro), crediti
verso controllate (5.246 migliaia di euro) e crediti verso imprese collegate (2 migliaia di euro).
L’incremento di 19.784 migliaia di euro rispetto al 2012 deriva principalmente all’aumento dei crediti verso
controllanti (16.020 migliaia di euro), in particolare verso eni Divisione Gas & Power.
I crediti verso società del gruppo evidenziano un incremento del credito verso la società Raffineria di Gela,
quale anticipo per la realizzazione del collegamento elettrico presso la centrale fotovoltaica.
Valore al
31.12.2013
7.500
650
(29)
8.121
7.500
650
(29)
8.121
Utilizzi
Altre variazioni
Crediti commerciali
Accantonamenti
(migliaia di euro)
Valore al
31.12.2012
I crediti sono esposti al netto del fondo svalutazione di 8.121 migliaia di euro (7.500 migliaia di euro al 31
dicembre 2012):
Crediti finanziari
Altri crediti
Il fondo svalutazione crediti commerciali riguarda principalmente la svalutazione del credito in concordato
nei confronti di COEM (3.173 migliaia di euro) e del credito in procedura concorsuale nei confronti di Vinyls
Italia S.p.A. (2.973 migliaia di euro).
56
Al 31 dicembre 2013 i crediti commerciali e gli altri crediti si compongono come segue:
31.12.2012
(migliaia di euro)
Crediti
commerciali
Altri crediti
324.287
36.765
Crediti non scaduti e non svalutati
31.12.2013
Totale
Crediti
commerciali
Altri crediti
Totale
361.052
357.323
31.468
388.791
Crediti svalutati al netto del fondo svalutazione
1.436
1.436
1.991
Crediti scaduti e non svalutati:
- da 0 a 3 mesi
5.966
5.966
1.991
- da 3 a 6 mesi
2.178
2.178
27
27
- da 6 a 12 mesi
7.089
7.089
-667
-667
2.382
2.382
1.576
1.576
17.615
17.615
2.927
378.667
361.686
- oltre 12 mesi
341.902
36.765
2.927
31.468
393.154
I crediti verso parti correlate sono indicati alla nota n. 35 Rapporti con parti correlate.
I crediti in valuta diversa dall’euro ammontano a 58 migliaia di euro.
31.12.2012
(migliaia di euro)
31.12.2013
Crediti per attività di disinvestimento
Altri crediti:
- controllanti per consolidato fiscale
20.825
- controllanti per liquidazione iva di gruppo
17.146
- collegate per dividendi ancora da incassare
11.076
6.246
- altre imprese del gruppo
1.009
2.138
- acconti per servizi
6.215
660
- crediti verso il personale
85
51
- crediti verso istituti di previdenza
21
13
- depositi cauzionali
228
228
- altri crediti
985
1.307
36.765
31.468
Gli altri crediti di 31.468 migliaia di euro si analizzano come segue:
Il credito di 6.246 migliaia di euro verso collegate per dividendi si riferisce al credito vantato verso la società
Termica Milazzo.
8
Rimanenze
Al 31 dicembre 2013 le rimanenze sono di 21.521 migliaia di euro (27.577 migliaia di euro al 31 dicembre
2012) e si compongono come segue:
31.12.2012
(migliaia di euro)
Materie prime,
sussidiarie e di consumo
Greggio,
gas
naturale
e prodotti
petroliferi
630
Lavori
in corso
su
Prodotti
chimici ordinazione
406
31.12.2013
Altre
Totale
Greggio,
gas
naturale
e prodotti
petroliferi
17.350
18.386
17
Lavori
in corso
su
Prodotti
chimici ordinazione
337
Prodotti in corso
di lavorazione e semilavorati
Altre
Totale
17.255
17.609
214
Lavori in corso su ordinazione
1.507
Prodotti finiti e merci
630
406
1.507
1.507
7.684
7.684
25.034
27.577
1.695
17
337
1.695
214
1.695
2.003
2.003
19.472
21.521
57
Le rimanenze riguardano essenzialmente le materie prime e i materiali diversi disponibili per l’attività di
produzione di energia elettrica per 15.708 migliaia di euro, nonché le materie prime, i prodotti in corso di
lavorazione e i prodotti finiti relativi alla produzione fotovoltaica per 4.118 migliaia di euro.
I lavori in corso su ordinazione di 1.695 migliaia di euro (1.507 migliaia di euro al 31 dicembre 2012)
rappresentano il valore contrattuale dei lavori eseguiti per la realizzazione d’impianti fotovoltaici.
(16.646)
(4.453)
(3.495)
5.517
(3.719)
(3.495)
5.517
27.577
(624)
1.658
(624)
1.658
Valore finale
42.201
Operazioni su rami
d'azienda, fusioni,
scissioni
Rimanenze nette
Differenze di cambio da
conversione
(16.646)
(5.741)
Variazione dell'area di
consolidamento
47.942
Fondo svalutazione
Utilizzi
Variazioni dell'esercizio
Rimanenze lorde
(migliaia di euro)
Accantonamenti
Valore iniziale
Le rimanenze sono esposte al netto del fondo svalutazione di 2.685 migliaia di euro (3.719 migliaia di euro
al 31 dicembre 2012) presente sui prodotti finiti del sito di Nettuno.
31.12.2012
31.296
31.12.2013
Rimanenze lorde
31.296
Fondo svalutazione
(3.719)
Rimanenze nette
27.577
(4.453)
(2.637)
24.206
(2.685)
(2.637)
21.521
L’importo presente nella colonna “Operazioni su rami d’azienda, fusioni, scissioni” è relativo alla scissione
parziale del ramo d’azienda della centrale termoelettrica di Taranto a eni Divisione R&M.
Sulle rimanenze non sono costituite garanzie reali.
9
Attività per imposte sul reddito correnti
Al 31 dicembre 2013, le attività per imposte sul reddito correnti sono di 11.185 migliaia di euro (19 migliaia
di euro al 31 dicembre 2012) e si compongono come segue:
(migliaia di euro)
IRES
31.12.2012
31.12.2013
19
7.951
19
11.185
IRAP
3.234
L’incremento di 11.166 migliaia di euro deriva essenzialmente dall’effetto combinato delle maggiorazioni
delle percentuali di acconto d’imposta succedutesi nel corso dell’anno e del minore imponibile rispetto
all’esercizio precedente.
Le imposte sono indicate alla nota n. 34 Imposte sul reddito.
58
10
Attività per altre imposte correnti
Al 31 dicembre 2013 le attività per altre imposte correnti si articolano in:
31.12.2012
(migliaia di euro)
31.12.2013
Iva
83
83
Altre imposte e tasse
85
166
168
249
11
Le altre attività correnti al 31 dicembre 2013 sono di 7.342 migliaia di euro (7.485 migliaia di euro al 31
dicembre 2012) e si riferiscono a risconti attivi riguardanti principalmente la quota anticipata e non di
competenza dell’esercizio per 6.382 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
Valore finale lordo
24.353
24.353
6.161
17.024
(10.863)
65.938 1.104.347 2.035.495
(931.148)
Altre variazioni
Valore finale netto
Operazioni su rami
d'azienda, fusione e
scissione
Svalutazioni e ripristini
di valore
Ammortamenti
Investimenti
(migliaia di euro)
Valore iniziale netto
Al 31 dicembre 2013 gli immobili, impianti e macchinari sono di 987.941 migliaia di euro (1.246.979
migliaia di euro al 31 dicembre 2012) e si compongono come segue:
31.12.2012
Terreni
Fabbricati
Impianti e macchinari
Attrezzature industriali e commerciali
Altri beni
Immobilizzazioni in corso e acconti
24.353
6.848
(960)
1.145.001
602 (107.194)
273
2.023
138
(715)
787
2.233
4.417
356
5
(135)
302
528
3.209
(2.681)
(64.989)
109.357
114.014
(4.657)
2.311 1.246.979 2.198.512
(951.533)
73.468 100.862
16
1.252.049 101.607 (109.004)
16
(2.184)
31.12.2013
Terreni
Fabbricati
Impianti e macchinari
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)
24.353
24.353
9.298
21.150
(31)
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)
(24.525)
80
(11.852)
880.724 2.123.209 (1.242.485)
987.941 2.247.814 (1.259.873)
I terreni (24.353 migliaia di euro) riguardano terreni industriali.
I fabbricati (9.298 migliaia di euro) riguardano fabbricati industriali e commerciali.
59
Gli impianti e macchinari (880.724 migliaia di euro) riguardano essenzialmente: le centrali termoelettriche
di Brindisi, Ferrera Erbognone, Livorno, Ravenna e Bolgiano (717.127 migliaia di euro), le palette delle
turbine a gas degli impianti (65.074 migliaia di euro), le linee di trasporto ad alta tensione acquisite con
l’incorporazione di Enipower Trasmissioni S.p.A. (37.293 migliaia di euro), gli impianti fotovoltaici (20.303
migliaia di euro), le sottostazioni di trasformazione delle centrali (16.936 migliaia di euro), la rete di
distribuzione di teleriscaldamento di Bolgiano (9.962 migliaia di euro), gli impianti di depurazione e
trattamento delle acque industriali (8.170 migliaia di euro), i costi di smantellamento (3.518 migliaia di
euro).
Le attrezzature industriali e commerciali (1.856 migliaia di euro) riguardano attrezzatura d’officina e di
laboratorio, nonché mezzi di trasporto interno.
Gli altri beni (376 migliaia di euro) riguardano mobili ed arredi e macchine d’ufficio elettroniche.
Le immobilizzazioni in corso e acconti (71.335 migliaia di euro) riguardano principalmente le seguenti
attività:
•
il revamping della centrale di Bolgiano e l’estensione della rete del teleriscaldamento ad
essa collegata (25.795 migliaia di euro);
•
acconti ed anticipi a fornitori (11.600 migliaia di euro), principalmente correlati alle
attività di revamping della centrale di Bolgiano;
•
l’acquisto dei ricambi strategici Ansaldo (4.931 migliaia di euro) e dell’alternatore a scorta
(3.867 migliaia di euro) a Ferrera Erbognone;
•
la capitalizzazione degli studi di ingegneria per la realizzazione dell’impianto a biomasse
da 43,5 MW presso il sito di Porto Torres (3.548 migliaia di euro);
•
il revamping delle caldaie C, D ed E
(3.291 migliaia di euro);
•
la costruzione dell’impianto fotovoltaico da circa 1 MWp a Porto Torres (2.498 migliaia di
euro).
di Livorno per adeguamento alle prescrizioni AIA
Le attività oggetto di svalutazione sono state le centrali elettriche (213 milioni di euro), in seguito alla
revisione del contratto di conto lavorazione con eni e la linea di produzione di celle e moduli fotovoltaici a
causa dallo scenario sfavorevole dei prezzi di vendita e della previsione di domanda di pannelli fotovoltaici in
Italia (6 milioni di euro). L’impianto fotovoltaico di Gela è stato svalutato per i bassi incentivi ad esso
assegnati (2 milioni 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, dallo
stabilimento di Nettuno per la produzione di celle e moduli fotovoltaici 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
60
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;
(iii) relativamente ai prezzi delle commodity, è stato utilizzato il più recente scenario di
mercato redatto ai fini della verifica del valore recuperabile.
I flussi di cassa al netto delle imposte sono 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.
Nelle operazioni su rami d’azienda, fusioni e scissioni e’ indicata la scissione parziale del ramo d’azienda
costituito dalla centrale termoelettrica di Taranto a eni Divisione R&M.
I principali coefficienti annui di ammortamento adottati, rimasti invariati dall’anno precedente sono i
seguenti:
(%)
Fabbricati
Impianti generici fotovoltaico
Impianti (CTE)
Impianti (sottostazioni)
Altri impianti specifici
Arredi e macchine d'ufficio
Macchine elettroniche
4
10
5
7
15,5
20
12
20
Sono inoltre presenti:
• palette ammortizzate con il metodo Unit of Product
(UOP), in base alle ore effettivamente
lavorate;
• costi di smantellamento ammortizzati in base alla data prevista di smantellamento;
• immobili, impianti e macchinari temporaneamente inattivi per 12.918 migliaia di euro
riguardanti le palette in ricondizionamento.
61
13
Altre variazioni
Valore finale netto
Valore finale lordo
Fondo ammortamento e
svalutazione
Operazioni su rami
d'azienda, fusione e
scissione
Svalutazioni
Ammortamenti
Investimenti
(migliaia di euro)
Valore iniziale netto
Al 31 dicembre 2013 le attività immateriali sono 1.381 migliaia di euro (2.714 migliaia di euro al 31
dicembre 2012) e si compongono come segue:
2.333
1.556
6.810
(5.254)
31.12.2012
Attività immateriali a vita utile definita
- Diritti di brevetto industriale e diritti di
utilizzazione delle opere dell'ingegno
(777)
- Concessioni, licenze, marchi e diritti simili
- Accordi per servizi in concessione
- Immobilizzazioni in corso e acconti
- Altre attività immateriali
2.333
(6)
(2.333)
604
2.937
(6)
(6)
604
840
(236)
7.644
(5.490)
(6)
(777)
2.154
560
2.800
(2.240)
(6)
(777)
2.714
10.444
(7.730)
6.805
(6.028)
Attività immateriali a vita utile indefinita
- Goodwill
560
3.497
31.12.2013
Attività immateriali a vita utile definita
- Diritti di brevetto industriale e diritti di
utilizzazione delle opere dell'ingegno
1.556
(776)
(3)
777
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)
- 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)
I diritti di brevetto industriale e diritti di utilizzazione delle opere dell’ingegno (777 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 della società 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.
Le altre variazioni sono relative alla chiusura di stanziamenti di anni precedenti.
Nelle operazioni su rami d’azienda, fusioni e scissioni è indicata la scissione parziale del ramo d’azienda
costituito dalla centrale termoelettrica di Taranto a eni Divisione R&M.
62
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
Versamenti in conto
capitale
(migliaia di euro)
Acquisizioni
e sottoscrizioni
Valore iniziale
Le partecipazioni in imprese controllate e collegate sono:
31.12.2013
Partecipazioni in imprese controllate
- Enipower Mantova S.p.A.
- S.E.F. S.r.l.
90.610
90.610
102.000
102.000
192.610
192.610
14.874
14.874
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 31.12.2013
Valore di iscrizione al
31.12.2013
quota % posseduta
Utile/Perdita di esercizio
Patrimonio netto
Capitale
Valuta
Sede
Denominazione
(migliaia di €)
Imprese controllate:
S.E.F. S.r.l.
S.Donato
M.se
S.Donato
M.se
Imprese collegate:
Termica Milazzo S.r.l.
Milano
Ravenna Servizi Industriali Scpa Ravenna
eur
144.000
179.817
28.273
86,50%
90.610
90.610
179.817
89.207
eur
170.000
196.312
(18.014)
51,00%
102.000
102.000
196.312
94.312
192.610
192.610
14.874
1.700
14.874
1.700
22.550
1.700
7.676
0
eur
eur
23.241
5.597
42.204
5.599
(1.392)
0
40.00%
30.37%
16.574
16.574
209.184
209.184
63
15
Altre partecipazioni
Le altre partecipazioni per le quali il fair value non è determinabile in modo attendibile sono valutate al
costo e sono indicate qui di seguito:
(migliaia di euro)
Acquisizioni
e
Effetto
sottoscrizio
valutazione
ni
Alienazioni al fair value
Saldo
iniziale
Differenze
di cambio
Altre
variazioni
Valore
finale
31.12.2013
- Brindisi Servizi Generali S.c.a.r.l.
- D.T.N.E. S.c.a.r.l.
16
138
138
5
5
143
143
Altre attività finanziarie
Al 31 dicembre 2013 le altre attività finanziarie (invariate rispetto al 31 dicembre 2012) si riferiscono al c/c
vincolato presso Banca Intesa San Paolo:
(migliaia di euro)
Crediti finanziari strumentali all'attività operativa
17
31.12.2012
31.12.2013
90
90
90
90
Decrementi
Valore
al 31.12.2013
Incrementi
104.113
128.502
(62.768)
(12.097)
157.750
(98.166)
(96)
35.613
(776)
(63.425)
5.947
128.406
(27.155)
(12.873)
94.325
(migliaia di euro)
Altre
variazioni
Valore
al 31.12.2012
Differenze di cambio
da conversione
Le attività per imposte anticipate ammontano a 94.325 migliaia di euro (imposte anticipate di 5.723 migliaia
di euro al 31 dicembre 2012) e sono indicate al netto delle passività per imposte differite compensabili per
63.425 migliaia di euro (98.166 migliaia di euro al 31 dicembre 2012).
L’applicazione delle nuove disposizioni dello IAS 19 “Benefici a dipendenti”, come indicato nel paragrafo
“Modifica dei criteri contabili”, ha comportato la rettifica con effetto retroattivo dei valori di apertura per 224
migliaia di euro.
64
Le attività per imposte anticipate si articolano come segue:
31.12.2013
31.12.2012
(migliaia di euro)
Attività per imposte anticipate compensabili
Passività nette per imposte differite
104.113
157.750
Passività per imposte differite compensabili
(98.166)
(63.425)
Attività nette per imposte anticipate
5.947
94.325
La natura delle differenze temporanee che hanno determinato le attività nette per imposte anticipate è la
seguente:
(migliaia di euro)
Imposte sul reddito anticipate:
- svalutazioni non deducibili
- ammortamenti non deducibili
- svalutazione cespiti
- altre
Valore
al
31.12.2012
Accantonamenti
Utilizzi
81.746
4.317
15.379
356
31.997
237
4.017
91.434
(24.366)
(630)
(2.261)
(35.321)
Differenze di
cambio
da
conversione
Altre
variazioni
Valore
al
31.12.2013
(4.841)
(714)
(287)
(6.179)
84.536
3.210
16.848
50.290
2.315
817
(190)
(76)
2.866
104.113
128.502
(62.768)
(12.097)
157.750
(61.903)
Imposte sul reddito differite:
- ammortamenti anticipati ed eccedenti (svalutaz. Cespiti)
(93.845)
32.514
(572)
- capitalizzazione oneri finanziari
(2.649)
2.899
(251)
(1)
- capitalizzazione canoni manutenzione
(1.163)
9
(1.154)
- altre
Attività nette per imposte anticipate
(509)
(96)
200
38
(367)
(98.166)
(96)
35.613
(776)
(63.425)
5.947
128.406
(27.155)
(12.873)
94.325
La componente remeasurement dei piani a benefici definiti, evidenziata alla riga “altre” , è pari a 17 migliaia
di euro.
18
Al 31 dicembre 2013 le altre attività non correnti ammontano a 2.666 migliaia di euro (2.464 migliaia di
euro al 31 dicembre 2012) e riguardano i crediti, con relativi interessi, per le istanze di rimborso di imposte
sul reddito presentate negli anni 2009 e 2013 (2.665 migliaia di euro) e i depositi cauzionali (1 migliaio di
euro).
65
Passività correnti
19
Al 31 dicembre 2013 i debiti commerciali e gli altri debiti si attestano a 220.889 migliaia di euro (252.964
migliaia di euro al 31 dicembre 2012) e si compongono come segue:
(migliaia di euro)
Debiti commerciali
Acconti e anticipi
Altri debiti
31.12.2012
31.12.2013
165.916
193.701
1.483
1.512
85.565
25.676
252.964
220.889
I debiti commerciali (193.701 migliaia di euro) diminuiscono di 27.785 migliaia di euro e si riferiscono
principalmente ad acquisti di energia elettrica, vapore ed altre utilities destinati prevalentemente alla
rivendita.
Gli acconti e anticipi (1.512 migliaia di euro) si incrementano di 29 migliaia di euro e riguardano gli anticipi
sulle forniture di moduli fotovoltaici.
Gli altri debiti (25.676 migliaia di euro) si articolano in:
(migliaia di euro)
31.12.2012
31.12.2013
Debiti verso:
- fornitori per attività di investimento
50.123
17.267
- personale
4.091
3.743
- istituti di previdenza e di sicurezza sociale
2.662
2.303
- controllanti per liquidazione IVA di gruppo
- consulenti e professionisti
- debiti tributari verso controllanti
- altri debiti
962
373
809
26.774
1.542
592
85.565
25.676
Non vi sono debiti in valuta diversa dall’euro.
I debiti verso parti correlate sono indicati alla nota n. 35 Rapporti con parti correlate.
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 imposte sul reddito correnti
Al 31 dicembre non vi sono passività per imposte sul reddito correnti (14.933 migliaia di euro al 31
dicembre 2012).
66
Passività per altre imposte correnti
21
Al 31 dicembre 2013 le passività per altre imposte correnti si attestano a 864 migliaia di euro (844 migliaia
di euro al 31 dicembre 2012) e si articolano come segue:
(migliaia di euro)
31.12.2012
31.12.2013
844
864
844
864
Altre imposte e tasse
Le altre imposte e tasse riguardano essenzialmente i debiti verso l’Erario per trattenute a dipendenti e
lavoratori autonomi.
22
Al 31 dicembre 2013 le altre passività correnti si attestano a 6.298 migliaia di euro (6.711 migliaia di euro
al 31 dicembre 2012) e si riferiscono a risconti passivi di proventi diversi.
Passività non correnti
Passività finanziarie a lungo termine e quote a breve di passività a lungo
termine
23
Al 31 dicembre 2013 le passività finanziarie a lungo termine, comprensive delle quote a breve termine, si
attestano a 218.253 migliaia di euro (272.805 migliaia di euro al 31 dicembre 2012) e si articolano come
segue:
(migliaia di euro)
Valore al 31 dicembre
2013
Tipo
Scadenza
Altri finanziatori
2017
Scadenza
2012
2013
Scad. 2014
2015
2016
2017
272.805
218.253
54.617
54.545
54.545
54.546
2018
Oltre
163.636
Totale
272.805
218.253
54.617
54.545
54.545
54.546
163.636
I finanziamenti in essere al 31 dicembre 2013 comprensivi degli interessi maturati e non pagati sono i
seguenti:
• finanziamento di originari 200.000 migliaia di euro (debito residuo al 31 dicembre 2013 pari
a 72.751 migliaia di euro), stipulato nell’esercizio 2002 con la finanziaria del gruppo eni
Enifin S.p.A. (dal 1 gennaio 2007 incorporata da eni) 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;
67
a 36.375 migliaia di euro) stipulato nell’esercizio 2003 con la finanziaria del gruppo eni Enifin
S.p.A. (dal 1 gennaio 2007 incorporata da eni) 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;
a 109.127 migliaia di euro) stipulato nell’esercizio 2003 con la finanziaria del gruppo eni
Enifin S.p.A. (dal 1 gennaio 2007 incorporata da eni) 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). Con tale contratto la società Enipower 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 54.552
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 d’interesse variabile. Il tasso di interesse medio
ponderato al 31 dicembre 2013 è del 0,677% (1,167% nell’esercizio 2012). I tassi d’interesse effettivi
adottati sono compresi tra lo 0,633% e lo 0,747%.
Al 31 dicembre 2013 non vi sono passività finanziarie garantite da depositi vincolati.
L’indebitamento finanziario netto indicato nel “Commento ai risultati economico-finanziari” della “Relazione
sulla gestione” è così articolato:
31.12.2012
(migliaia di euro)
Correnti
A. Disponibilità liquide ed equivalenti
124.161
Non
correnti
31.12.2013
Totale
Correnti
124.161
32.656
124.161
32.656
Non
correnti
Totale
32.656
B. Titoli disponibili per la vendita
C. Liquidità (A+B)
124.161
D. Crediti finanziari
90
90
54.623
218.182
272.805
54.623
218.182
(69.538)
218.092
32.656
90
90
54.617
163.636
218.253
272.805
54.617
163.636
218.253
148.554
21.961
163.546
185.507
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
N. Indebitamento finanziario lordo (E+F+G+H+I+L+M)
O. Indebitamento finanziario netto (N-C-D)
68
24
10.694
Fondo rischi per contenziosi
Fondo per contenzioso altre imposte
Fondo esodi agevolati
Fondo contratti onerosi
(29.797)
(5.612)
(4.431)
195.715
1.697
133
(66)
(1.476)
(1.269)
13.846
105
(2.452)
(805)
204
230
3.806
2.961
(40)
1.428
16
16.932
Fondo mutua assicurazione OIL
622
Fondo oneri sociali e TFR
247
226.751
1.083
6.767
862
1.537
12.509
10.694
893
Fondo garanzia pannelli fotovoltaici
Valore
al 31.12.2013
Fondo riduzione prezzo eccedenze incentivate anno 2006
Altre variazioni
15.457
Utilizzi per
esuberanza
Fondo rischi ambientali
Utilizzi a
fronte oneri
73.819
14.827
Effetto
attualizzazione
161.736
Fondo smantellamento e ripristino siti
Rilevazione
iniziale e
variazione stima
Fondo certificati verdi
Accantonamenti
(migliaia di euro)
Valore
al 31.12.2012
Al 31 dicembre 2013 i fondi per rischi e oneri si attestano a 244.678 migliaia di euro (226.751 migliaia di
euro al 31 dicembre 2012) e si compongono come segue:
(66)
796
(432)
2.549
(3.800) (13.132)
(111)
(34)
79.470
1.697
254
(36.613) (21.176)
511
(5)
208
(5.705)
244.678
Il fondo certificati verdi (195.715 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 73.819 migliaia di euro effettuato nel 2013 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 e del 2012.
Sono stati rilevati utilizzi per 35.409 migliaia di euro (di cui 29.797 migliaia di euro per annullamento dei
certificati verdi relativi alla produzione non cogenerativa del 2011 e 5.612 migliaia di euro per esuberanza).
Il fondo contratti onerosi di 16.932 migliaia di euro nel 2012, che accoglieva la stima degli oneri derivanti
dai contratti di acquisto di tipo “take or pay” relativi a wafer di silicio con Deutsche Solar GMBH, sottoscritti
nel 2005 e nel 2006 e con durata decennale, è stato completamente utilizzato in seguito alla risoluzione
anticipata dei contratti sulla base dell’accordo transattivo raggiunto nel mese di novembre con il fornitore
tedesco.
Il fondo rischi e oneri ambientali (12.509 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 2.948 migliaia di
euro per effetto dell’accantonamento per i futuri oneri da sostenere di 204 migliaia di euro e per oneri
finanziari di 105 migliaia di euro relativi al processo di attualizzazione, al netto degli utilizzi a fronte di oneri
di 2.452 migliaia di euro e degli utilizzi per esuberanza di 805 migliaia di euro. Il fondo include:
• l’onere previsto a carico della società (4.200 migliaia di euro) per la proposta di accordo di
compensazione del danno ambientale avviata da eni con il Ministero dell’Ambiente e della
Tutela del Territorio e del Mare;
• le attività di bonifica da eseguire sulla rete di teleriscaldamento di Bolgiano (5.272 migliaia di
euro);
• le attività di bonifica da eseguire presso il sito di Brindisi (2.362 migliaia di euro).
Il fondo smantellamento e ripristino siti (13.846 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 riduce di 981
69
migliaia di euro per effetto delle variazioni di stima di 1.697 migliaia di euro, sulle quali hanno notevolmente
influito la revisione dei costi da sostenere presso il sito di Ravenna. Si sono registrati inoltre oneri finanziari
per il trascorrere del tempo per 133 migliaia di euro. Il fondo è diminuito per 1.269 migliaia di euro in
seguito all’operazione di scissione parziale del ramo d’azienda della centrale di termoelettrica di Taranto e
per gli utilizzi a fronte di oneri di 66 migliaia di euro e per esuberanza di 1.476 migliaia di euro.
Il fondo riduzione prezzo eccedenze incentivate (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 (6.767 migliaia di euro) si 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 complessivi 359 migliaia di euro relativi al 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 (1.083 migliaia di euro), si riferisce prevalentemente a
pretese di terzi a seguito della costituzione di servitù per la posa degli elettrodotti. Si tratta di passività
acquisite con l’incorporazione di Enipower Trasmissione avvenuta nel 2009. Il fondo rileva inoltre nel 2013
un accantonamento per cause di contenzioso lavoro per 230 migliaia di euro e un utilizzo per esubero di 40
migliaia di euro.
Il fondo unfunded losses -Mutua Assicurazione OIL (511 migliaia di euro) si riferisce agli oneri accertati, ma
differiti temporalmente negli esercizi successivi, dell’”unfunded losses” attribuito da eni alla società in base
alla ripartizione che viene effettuata sulla base dei weighted gross assets US GAAP dichiarati alla Oil
Insurance Ltd (Oil) e si decrementa di 111 migliaia di euro per l’adeguamento apportato nell’esercizio.
Il fondo oneri sociali e TFR su incentivi monetari (208 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 incrementa per 1.428 migliaia di euro per la mobilità riferita agli anni 2013 e
2014 e per l’accreation discount di 16 migliaia di euro per la mobilità riferita agli anni 2010 e 2011, rilevato
tra le componenti di natura finanziaria. Il fondo si riduce per utilizzi a fronte oneri di 432 migliaia di euro
riferiti alla mobilità per l’anno 2013.
25
I fondi per benefici ai dipendenti di 5.999 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
31.12.2012
31.12.2013
4.543
4.101
573
553
1.593
1.345
6.709
5.999
I dati presenti nella colonna 2012 differiscono da quanto pubblicato lo scorso anno in seguito al restatement per
l’applicazione del principio IAS 19 “Benefici a dipendenti”; la voce TFR è stata rettificata, in aumento, di 578 migliaia di
euro e la voce fondo integrativo sanitario dirigenti è stata rettificata, in aumento, di 80 migliaia di euro.
70
Il fondo trattamento di fine rapporto, disciplinato dall’art. 2120 del codice civile, accoglie la stima
dell’obbligazione, determinata sulla base di tecniche attuariali, dell’ammontare da corrispondere ai
dipendenti delle imprese italiane all’atto della cessazione del rapporto di lavoro.
L’indennità, erogata sotto 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 dall’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 all’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 713 migliaia di euro, e
benefici a lungo termine per 632 migliaia di euro.
I piani d’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 d’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 articolano come segue:
31.12.2012
Piani
Altri
Benefici
Pensione Medici
TFR
Piani
(migliaia di euro)
Valore attuale dell'obbligazione all'inizio dell'esercizio
3.632
424
1.368
16
310
174
19
54
901
160
86
35
(33)
Costo corrente
Interessi passivi
TFR
4.543
31.12.2013
Piani
Altri
Benefici
Pensione Medici
Piani
573
1.593
26
308
132
17
30
(44)
(48)
14
(9)
(141)
7
(61)
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
(299)
(13)
(260)
(108)
35
(362)
(13)
(319)
di cui per estinzioni
Effetto aggregazioni aziendali, dismissioni, trasferimenti
100
(63)
Effetto differenze cambio
Valore attuale dell'obbligazione alla fine dell'esercizio (a)
4.543
573
1.593
4.101
553
1.345
71
I costi per benefici ai dipendenti, determinati utilizzando ipotesi attuariali, rilevati a conto economico sono i
seguenti:
31.12.2012
Piani
Altri
Benefici
Pensione Medici
TFR
Piani
(migliaia di euro)
Costo corrente
16
31.12.2013
Piani
Altri
Benefici
Pensione Medici
TFR
Piani
310
26
Costo per prestazioni passate e Utili/perdite per estinzione
308
(16)
Interessi passivi (attivi) netti:
- interessi passivi sull'obbligazione
174
19
54
132
19
54
132
17
30
17
30
- interessi attivi sulle attività al servizio del piano
- interessi attivi su diritti di rimborso
- interessi sul massimale delle attività
Totale interessi passivi (attivi) netti
174
0
0
- di cui rilevato nel costo lavoro
- di cui rilevato nei proventi oneri finanziari
(174)
(19)
(132)
(17)
Rivalutazione dei piani a lungo termine
Altri costi
Totale
174
418
132
(174)
0
(132)
0
43
322
(17)
0
- 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 sono:
31.12.2012
Piani
Altri
Benefici
Pensione Medici
TFR
Piani
(migliaia di euro)
31.12.2013
Piani
Altri
Benefici
Pensione Medici
TFR
Piani
Rivalutazioni:
- utili/perdite attuariali risultanti da variazioni nelle ipotesi demografiche
- utili/perdite attuariali risultanti da variazioni nelle ipotesi finanziarie
- effetto dell'esperienza passata
901
160
35
(33)
86
(44)
(48)
0
(9)
(60)
7
(104)
(50)
- rendimento delle attività al servizio del piano
- rendimento dei diritti di rimborso
- modifiche nel massimale di attività
Totale
86
936
0
Le principali ipotesi attuariali adottate sono di seguito indicate:
Tasso di sconto
31.12.2012
31.12.2013
da 1,15% a 4,75%
da 1,10% 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 per il 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%
4114
4769
503
610
1356
1424
Incremento
del 0,5%
Tasso di crescita dei salari Tasso di crescita
del costo sanitario
Riduzione
del 0,5%
Incremento
del 0,5%
Riduzione
del 0,5%
4657
4429
815
160
Incremento
del 0,5%
609
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 433 migliaia di euro, di cui 83 migliaia di euro relativi ai piani a benefici definiti.
Il profilo di scadenza delle obbligazioni per piani a benefici per i dipendenti è il seguente:
2012
(migliaia di euro)
Piani a benefici definiti
Entro 1 anno
117
Entro 2 anni
2013
Altri piani
Piani a benefici definiti
82
Altri piani
83
350
116
83
337
Entro 3 anni
122
82
313
Entro 4 anni
137
81
107
Entro 5 anni
156
146
36
Oltre 5 anni
1061
925
288
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
26
TFR
Piani medici
15
Altri benefici
19
5
L’analisi delle passività per imposte differite è indicata alla nota n. 17 Attività per imposte anticipate.
73
27
Le altre passività non correnti di 9.274 migliaia di euro (14.343 migliaia di euro al 31 dicembre 2012) si
articolano come segue:
(migliaia di euro)
31.12.2012
31.12.2013
13.443
8.374
Contratti derivati:
- interest rate swap
Altre passività:
- depositi cauzionali
900
900
14.343
9.274
Il fair value sui contratti derivati non di copertura è di seguito indicato:
(migliaia di euro)
31.12.2012
31.12.2013
Contratti su tassi d'interesse
Fair value su contratti su tassi d'interesse
(13.443)
(8.374)
(13.443)
(8.374)
I depositi cauzionali a lungo termine sono relativi a depositi cauzionali in contanti ricevuti da clienti terzi e
rimangono invariati rispetto all’esercizio precedente.
74
28
Patrimonio netto
Il patrimonio netto della società si articola come segue:
(migliaia di euro)
Capitale sociale
Riserva legale
Riserva per sovraprezzo azioni
31.12.2012
31.12.2013
944.948
944.948
36.790
40.648
2.330
2.330
47.331
27.944
5.066
5.066
Altre riserve:
- riserve facoltative
- riserve da conferimento
- total remeasurement included in OCI (TFR e FISDE)
(604)
- riserva ex-art.13 DLGS 124/93
19
19
Utili relativi a esercizi precedenti
96.340
84.851
Utile/Perdita dell'esercizio
77.147
(49.619)
1.209.971
1.055.583
Capitale sociale
Al 31 dicembre 2013, il capitale sociale della società è rappresentato da n. 944.947.849 azioni ordinarie del
valore nominale di 1 euro cadauna. Il capitale sociale al 31 dicembre 2013 risulta interamente posseduto da
eni che è, pertanto, l’unico azionista.
Riserva legale
La riserva legale di 40.648 migliaia di euro aumenta di 3.858 migliaia di euro a seguito della delibera
dell’assemblea del 5 aprile 2013 che ha previsto di attribuire a riserva legale il 5% dell’utile dell’esercizio
2012.
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 (47.331 migliaia di euro al 31 dicembre 2012) è stata
utilizzata per 19.387 migliaia di euro per la cessione ad eni Divisione R&M, della centrale termoelettrica di
Taranto ed è comprensiva del fair value relativo al piano di stock option per 15 migliaia di euro.
La riserva da conferimento, per totali 5.066 migliaia di euro, è stata costituita nell’anno 2010 e si riferisce al
conguaglio prezzo relativo alla 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.
Gli utili portati a nuovo per 77.572 migliaia di euro (89.061 migliaia di euro al 31 dicembre 2012)
diminuiscono di 11.489 migliaia di euro a seguito della delibera dell’Assemblea degli Azionisti del 5 aprile
2013 che ha previsto di utilizzare parte degli utili a nuovo per la distribuzione dei dividendi agli Azionisti per
11.756 migliaia di euro, e si incrementano di 267 migliaia di euro, per effetto dell’entrata in vigore delle
nuove disposizioni dello IAS 19 “Benefici a dipendenti” che hanno portato a rideterminare l’impatto sul
patrimonio netto all’1 gennaio 2012 del TFR e FISDE.
75
Analisi del patrimonio netto per origine, possibilità di utilizzazione e distribuibilità
(migliaia di euro)
Capitale sociale
Importo
Possibilità di
utilizzazione
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
4.481
A, B, C
4.481
Riserve facoltative
27.944
A, B, C
27.944
84.851
A, B, C
1.105.202
84.851
160.254
Quota non distribuibile
(40.063)
Residua quota distribuibile
120.191
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 parte di patrimonio netto non distribuibile risulta costituita dalla riserva legale al 31 dicembre 2013
(40.648 migliaia di euro), dalla riserva ex art. 13 D. Lgs. 124/93 (19 migliaia di euro) e dalle riserve Total
Remeasurement Included in OCI per TFR e FISDE (604 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 (160.235 migliaia di euro) possono essere distribuite senza concorrere alla
formazione del reddito imponibile ai fini Ires e Irap fino a 35.855 migliaia di euro. La differenza di 124.380
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.
76
29
Garanzie, impegni e rischi
Garanzie
Al 31 dicembre 2013 le garanzie prestate ed emesse sono 30.128 migliaia di euro (32.021 migliaia di euro
al 31 dicembre 2012) e si articolano in:
(migliaia di euro)
Altri
Fidejussioni
31.12.2012
Altre
garanzie
personali
Totale
32.024
(3)
32.021
32.024
(3)
32.021
Fidejussioni
31.12.2013
Altre
garanzie
personali
Totale
30.131
(3)
30.128
30.131
(3)
30.128
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 articolano in:
(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 135.296 migliaia di euro e si riferiscono
principalmente al progetto di adeguamento della centrale di Bolgiano (53.079 migliaia di euro), a contratti
pluriennali per l’acquisto di materie prime di 58.136 migliaia di euro e ai contratti relativi all’attività di
manutenzione Ansaldo presso Ferrera Erbognone (6.798 migliaia di euro) ed a progetti di investimento del
sito di Ravenna (tra i quali quello relativo a Major 75000H ed Upgrade Turbo Gas) per 17.283.
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.
77
Rischio di mercato
Il rischio di mercato consiste nella possibilità che variazioni dei tassi d’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.
In base al contratto di conto lavorazione, la società assume il ruolo di trasformatore del combustibile di
proprietà del Toller e, 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.
Rischio di tasso d’interesse
Le oscillazioni dei tassi d’interesse influiscono sul valore di mercato delle attività e passività finanziarie
dell’impresa e sul livello degli oneri finanziari netti. La società utilizza contratti derivati su tassi di interesse;
in particolare, ha stipulato un Interest Rate Swap con eni inerente il rischio di interesse derivante da un
finanziamento a m/l termine, a tasso variabile, concesso da eni. Per quanto attiene alla valorizzazione a fair
value degli strumenti derivati su tassi d’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 di credito rappresenta l’esposizione della società 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 ciò che 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 Corporate 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 Corporate sono 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 eni 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 a partire
dall’esercizio 2008 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.
78
La società gestisce il rischio credito sulla base delle policy emesse dalla controllante.
Al 31 dicembre 2013 non vi sono concentrazioni significative di rischio di credito nei confronti di soggetti
terzi; il 96,87% dei crediti è verso entità correlate, prevalentemente verso eni Divisione G&P.
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), la società non riesca a far fronte ai propri
impegni di pagamento e, più in generale, alle esigenze finanziarie di breve termine.
Allo stato attuale, la società ritiene, data l’ampia disponibilità di accesso a linee di credito, di poter disporre
di fonti di finanziamento sufficienti a soddisfare le prevedibili necessità finanziarie.
Pagamenti futuri a fronte di passività finanziarie, debiti commerciali e altri debiti
Nella tabella che segue sono rappresentati i pagamenti contrattualmente dovuti in relazione ai debiti
finanziari, compresi i pagamenti per interessi.
Anni di scadenza
(migliaia di euro)
2013
2014
2015
2016
2017
Oltre
Totale
54.623
54.545
54.545
54.545
54.547
272.805
68.066
54.545
54.545
54.545
54.547
286.248
1.683
1.313
962
614
262
4.834
2014
2015
2016
2017
2018
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
31.12.2012
Passività per strumenti derivati
Interessi su debiti finanziari
13.443
13.443
Garanzie finanziarie
Anni di scadenza
Oltre
Totale
31.12.2013
Passività per strumenti derivati
Interessi su debiti finanziari
8.374
8.374
Garanzie finanziarie
Nella tabella che segue è rappresentato il timing degli esborsi a fronte dei debiti commerciali e diversi:
(migliaia di eu ro)
2013
Anni di scadenz a
2014-2017
Oltre
Totale
31.12.2 012
Debiti c omm erc iali
165 .915
Altri debiti e anticipi
1 .483
167 .398
2014
1
165.916
1
167.399
1.483
Anni di scadenz a
2015-2018
Oltre
Totale
31.12.2 013
Debiti c omm erc iali
193 .431
Altri debiti e anticipi
1 .512
194 .943
270
193.701
270
195.213
1.512
79
Altre informazioni sugli strumenti finanziari
Categorie di strumenti finanziari - Valore di iscrizione e relativi effetti economici e
patrimoniali
Il valore d’iscrizione degli strumenti finanziari e i relativi effetti economici e patrimoniali sono i seguenti:
2012
2013
Proventi (oneri) rilevati a
(migliaia di euro)
Proventi (oneri) rilevati a
Valore di
Patrimonio
iscrizione Conto economico
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:
(13.443)
(5.196)
(8.374)
123
- Crediti commerciali e altri crediti (b)
378.668
(3.198)
393.154
(650)
- Crediti finanziari (b)
90
90
- Debiti commerciali e altri debiti (c)
(252.964)
(220.889)
- Debiti finanziari (d)
(272.805)
(218.253)
(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 650 migliaia di euro di oneri (accant.al fondo svalutazione crediti).
Valori di mercato degli strumenti finanziari
Nell’espletamento della sua attività, la società utilizza diverse tipologie di strumenti finanziari. Le
informazioni concernenti il valore di mercato degli strumenti finanziari 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.
31.12.2012
(migliaia di euro)
Valore contabile
- Altre attività non correnti
- Passività finanziarie a lungo termine e quote a breve
- Altre passività non correnti
80
31.12.2013
Valore di mercato
Valore contabile
Valore di mercato
91
91
91
91
272.805
272.805
218.253
218.253
14.343
14.343
9.274
9.274
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 che 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.
I valori nominali dei contratti derivati, successivamente riepilogati, 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
31.12.2012
Valore nominale al
31.12.2013
136.364
109.091
L’“interest rate swap” (IRS) è stato stipulato al fine di stabilizzare il flusso dei pagamenti relativi agli
interessi sul finanziamento a lungo termine. In relazione a tale contratto la società 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.
31.12.2012
31.12.2013
Tasso medio ponderato venduto
3,98%
3,98%
Tasso medio ponderato acquistato
0,18%
0,28%
Scadenza media ponderata (anni)
5,03
4,01
(migliaia di euro)
Vendere tasso fisso/Acquistare tasso variabile
81
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. Il Giudice unico designato non ha accolto le istanze istruttorie di controparte
ed ha rinviato la causa a precisazione delle conclusioni. Si è in attesa del pronunciamento del giudice.
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. L’inizio delle operazioni
peritali è previsto per il primo trimestre 2014.
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. Dopo varie udienze, il giudice ha ammesso le prove orali richieste dalle parti, fissando l’udienza
il 22 gennaio 2010 nella quale sono avvenute le audizioni dei testimoni della società. Il giudice ha rinviato
la causa al 24 giugno 2014.
4. B&C S.r.l. (già Bettella prodotti S.r.l.) ha promosso decreto ingiuntivo nei confronti della società presso
il Tribunale di Milano per presunto mancato pagamento per complessivi euro 179.000,00 per forniture di
prodotti chimici. La società ha interposto atto di opposizione e la causa è in fase istruttoria.
5. In data 29 novembre 2013 la società ha ricevuto un atto di citazione da parte della società Hi.de.co srl
mediante il quale viene promossa un’azione di risarcimento danni per inadempimento dell’art. 4.1.2 del
contratto “Servizi di assemblaggio di moduli fotovoltaici, realizzati eseguendo operazioni in conto
lavorazione su materiali di proprietà Enipower”, relativamente a ordini di lavoro minimi garantiti ed in
opzione di acquisto. La prima udienza è fissata per il primo trimestre 2014.
Contenzioso amministrativo
1. 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 di cui all’art. 11 del d.lgs 79/99.
82
A seguito del ricorso, sono state impugnate per motivi aggiunti 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 un “preavviso 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’essa prontamente impugnata con i secondi motivi aggiunti.
In data 8 gennaio 2013 il GSE ha trasmesso a Enipower le comunicazioni relative all’acquisto dei Certificati
Verdi per la produzione 2011, nelle quali il numero di certificati previsti non teneva conto dell’energia
prodotta in cogenerazione, ovvero dell’energia CAR. Anche tali provvedimenti sono stati impugnati con il
terzo ricorso per motivi aggiunti, con relativa domanda di sospensione cautelare.
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. I ricorsi, uno per ogni impianto,
sono stati notificati nel mese di giugno.
In data 8 maggio 2013 il GSE ha trasmesso la comunicazione “Certificati Verdi – Autocertificazione
dell’obbligo 2012” 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 per l’anno 2012.
Con lettera del 4 giugno 2013 il GSE ha obbligato Enipower ad annullare entro 30 giorni il quantitativo di
certificati necessari per adempiere l’obbligo. Enipower ha proposto ricorso presso il TAR del Lazio con
richiesta di sospensione ante causam.
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. A pochi giorni dalla camera di consiglio, tuttavia, il GSE con
comunicazione del 22 luglio 2013 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. La
prossima udienza è stata fissata per il 29 aprile 2014.
Per quanto riguarda la produzione relativa al 2012, 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 42/02 in relazione all’esenzione dall’obbligo di acquisto di certificati di cui all’art. 11
del d.lgs 79/99 per i propri impianti. I ricorsi,uno per ogni impianto, sono stati notificati in data 16 luglio
2013 e, a seguito del deposito, occorrerà attendere la fissazione dell’udienza di merito.
Contenzioso penale
1. Nel mese di giugno 2004 la magistratura ha avviato indagini sui contratti di appalto stipulati da
Enipower, nonché sulle forniture di altre imprese alla stessa Enipower. Dalle indagini è emerso il pagamento
di somme di denaro da fornitori ad un dirigente della società, subito licenziato. A Enipower (committente) e
alla Snamprogetti (oggi Saipem S.p.A. – appaltatore dei servizi di ingegneria e di approvvigionamento) sono
state notificate informazioni di garanzia ai sensi della disciplina della responsabilità amministrativa delle
persone giuridiche ex Decreto Legislativo 8 giugno 2001, n. 231.
Eni, ha intrapreso le azioni necessarie per la sua costituzione come parte civile nel procedimento penale ai
fini del risarcimento degli eventuali danni che fossero derivati dai comportamenti illeciti dei propri fornitori e
dei propri dipendenti.
Nell’agosto 2007 è stato notificato il provvedimento con cui il Pubblico Ministero ha chiesto lo stralcio e la
successiva archiviazione per le società Enipower e Snamprogetti S.p.A (oggi Saipem). in quanto non più
rientranti tra i soggetti giuridici indagati ai sensi del Decreto Legislativo 8 giugno 2001, n. 231.
Il procedimento è proseguito a carico di ex dipendenti delle predette società nonché nei confronti di
dipendenti e dirigenti di alcune società fornitrici. Eni, Enipower e Snamprogetti si sono costituite parte civile
nell’udienza preliminare che si è conclusa il 27 aprile 2009. Il giudice ha disposto il decreto di rinvio a
giudizio di tutte le parti che non hanno fatto richiesta di patteggiamento, ad esclusione di alcuni soggetti nei
cui confronti è intervenuta la prescrizione.
Nel corso dell’udienza del 2 marzo 2010, è stata confermata la costituzione di parte civile di eni, Enipower e
Snamprogetti (oggi Saipem).
83
Il processo è stato rinviato all’udienza del 20 settembre 2011 nel corso della quale il Tribunale di Milano ha
pronunciato la sentenza secondo la quale i 9 imputati per i reati loro ascritti, sono stati condannati oltre al
risarcimento dei danni da liquidarsi in separata sede alla rifusione delle spese processuali sostenute dalle
parti civili. Il Tribunale ha dichiarato prescritti i reati contestati a 7 imputati rappresentanti di alcune società
coinvolte e ha inoltre assolto 15 imputati. Con riferimento agli enti imputati ai sensi del D.lgs. n. 231/2001,
il Collegio ha dichiarato 7 società responsabili degli illeciti amministrativi loro ascritti, applicando oltre alla
sanzione amministrativa pecuniaria anche la corrispondente confisca del profitto derivante dai reati ascritti.
Eni, Enipower e Snamprogetti (oggi Saipem) si erano costituite parti civili nel procedimento anche nei
confronti delle predette persone giuridiche nell’interesse delle quali i reati sono stati commessi. Con la
sentenza il Collegio ha dichiarato di escludere tale costituzione nei confronti degli enti imputati. Le
motivazioni della sentenza sono state depositate in data 19 dicembre 2011. Le parti condannate hanno
provveduto ad impugnare tempestivamente il suddetto provvedimento.
Considerato che nel procedimento eni, Enipower e Snamprogetti (oggi Saipem) sono parti lese non
sussistono rischi in riferimento alle passività nei contenziosi.
2. Nell’aprile 2010 è stato aperto da parte della Procura di Velletri un procedimento penale, rubricato
3573/10, relativo al superamento dei limiti di sostanze pericolose nello scarico dello stabilimento di Nettuno.
A seguito di verifiche disposte dall’ARPA Lazio in data 7 gennaio e in data 1 aprile 2010, sono stati effettuati
dei prelievi da parte dell’Autorità di controllo per verificare il rispetto dei limiti autorizzati nelle acque reflue
industriali in uscita dallo stabilimento. Le analisi dei campioni hanno riscontrato la presenza di zinco oltre i
limiti consentiti su uno scarico parziale dello stabilimento.
In data 8 settembre 2010 la Procura di Velletri ha successivamente disposto sequestro preventivo dello
scarico finale inibendo, di fatto, la prosecuzione dell’attività industriale ed ha del pari notificato l’Avviso di
Conclusione delle Indagini e l’Avviso di Garanzia nei confronti di due dirigenti della società. A seguito della
misura cautelare lo stabilimento ha disposto nell’ottobre 2010 la sostituzione di tutte le tubazioni zincate,
che potrebbero essere all’origine del problema riscontrato dall’ARPA in quanto in alcun modo la presenza di
zinco può essere correlata con l’attività industriale. Le verifiche effettuate dallo stabilimento nel mese di
dicembre 2010 sugli scarichi idrici ed autorizzate dal PM pur in pendenza di sequestro preventivo hanno
escluso l’ulteriore presenza di zinco.
Anche le verifiche effettuate dall’ARPA e delegate dal PM hanno escluso il perdurare di tale problema.
Il 10 gennaio 2011 è stata presentata istanza di dissequestro. Il GIP con provvedimento del 19 gennaio
2011 ne ha disposto il dissequestro autorizzando la prosecuzione dell’attività industriale.
Nonostante la memoria ed i colloqui intercorsi con l’Autorità Giudiziaria, il PM procedente ha disposto la
citazione a giudizio per gli imputati per l’udienza del 14 aprile 2010. A tale udienza il procedimento è stato
rinviato al 13 ottobre 2011. In tale sessione è stato effettuato l’esame dei testi del PM ed il procedimento è
stato rinviato all’udienza del 16 maggio 2012 ed aggiornato d’ufficio all’udienza 11 ottobre 2012. Dopo
l’esame dei CT della difesa il processo è stato rinviato per la discussione all’udienza del 18 aprile 2013.
Terminata la discussione il Giudice ha assolto entrambi gli imputati perché il fatto non sussiste.
3. 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. Il
Pubblico Ministero procederà alla citazione in giudizio di tutti gli indagati.
4. 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 per l’udienza che si terrà il 10 luglio
84
2014. 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.
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.
85
30
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 articolano come segue:
(migliaia di euro)
Ricavi delle vendite e delle prestazioni
Accise correlate alle vendite
Variazione dei lavori in corso su ordinazione
2012
1.051.507
2013
962.623
(102)
(4.598)
187
1.046.807
962.810
I ricavi delle vendite e delle prestazioni sono così composti:
(migliaia di euro)
2012
2013
Ricavi delle vendite di produzione e materie diverse:
Corrispettivi di conto lavorazione
595.038
546.528
Energia elettrica
143.484
126.535
Ricavi per operazioni di mercato dei servizi di dispacciamento
124.072
132.086
Vapore
123.007
109.588
50.176
41.120
Ricavi per somministrazione acqua industriale, altre utilities e servizi
Dispacciamento, trasporto e altri oneri accessori energia elettrica
Pannelli e sistemi fotovoltaici
2.516
3.886
13.214
2.199
1.051.507
962.623
Ricavi per nuove iniziative progettuali
681
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 la vendita di 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.
86
Gli altri ricavi e proventi si articolano in:
2012
(migliaia di euro)
Cessione di certificati verdi e TEE
7.361
2013
7.759
Risarcimento danni da enti assicurativi
1.629
2.841
Contributi in conto esercizio
1.394
1.555
Cessione di Emission Rights
13.266
102
343
3
Penalità contrattuali e altri proventi relativi a rapporti commerciali
Plusvalenze da vendite di attività materiali e immateriali
Altri proventi
83
9.871
7.177
33.947
19.437
Gli altri proventi di 7.177 riguardano principalmente i proventi per servizi manageriali prestati per conto
delle società controllate Enipower Mantova S.p.A. (2.478 migliaia di euro) e S.E.F. S.r.l (2.810 migliaia di
euro).
31
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 articolano in:
(migliaia di euro)
Costi per materie prime, sussidiarie, di consumo e merci
2012
2013
583.752
525.601
85.612
77.326
2.825
2.698
Variazioni delle rimanenze
10.026
3.607
Altri oneri
13.358
49.222
Costi per servizi
Costi per godimento di beni di terzi
Accantonamenti al fondo svalutazione crediti
Accantonamenti netti ai fondi per rischi e oneri
3.198
650
123.438
53.939
822.209
713.043
a dedurre:
- incrementi per lavori interni - attività materiali
(10.073)
812.136
(6.410)
706.633
87
I costi per materie prime, sussidiarie, di consumo e merci di 519.191 migliaia di euro riguardano:
(migliaia di euro)
2012
2013
Altre materie prime e materiali diversi
216.492
199.507
Energia elettrica
188.097
170.139
Vapore
163.448
198.544
Appalti per costruzione impianti
43.229
55.856
Acqua
39.234
36.659
Vapore alta pressione
64.028
Riaddebito materiali
(87.548)
Acquisti per investimenti
(53.302)
(79.248)
(62.266)
573.678
519.191
I costi per servizi di 77.326 migliaia di euro riguardano:
(migliaia di euro)
Utilizzo fondi a fronte costi di esercizio per servizi
Progettazione e direzione lavori
Costruzioni
Manutenzioni
2012
(1.905)
2013
(2.518)
118
212
1.947
3.886
40.715
35.557
Trasporti e movimentazioni
5.053
4.544
Assicurazioni
2.024
2.629
Costi di vendita diversi
Altri servizi di carattere operativo
(37)
1
26.176
25.206
Costi per servizi relativi al personale
1.464
862
Consulenze e prestazioni professionali
8.377
8.665
894
668
Altri servizi di carattere generale
1.768
82
Riaddebiti costi di manutenzione
(177)
Pubblicita, propaganda e rappresentanza
Riaddebiti trasporti e movimentazioni
Riaddebiti altri servizi di carattere operativo
Acquisti prestazioni per costruzione impianti
Servizi per investimento
(20)
(21)
(785)
(2.447)
53.102
62.266
(53.102)
(62.266)
85.612
77.326
Nel totale delle consulenze e prestazioni professionali sono inclusi i compensi spettanti alla società di
revisione che ammontano a 90 migliaia di euro e riguardano unicamente l’attività di revisione legale dei
conti.
I costi per godimento beni di terzi per 2.698 migliaia di euro riguardano:
(migliaia di euro)
2012
Locazioni
2.254
2.256
466
354
Canoni per brevetti, licenze e concessioni
91
80
Noleggi
14
8
2.825
2.698
Leasing operativi
2013
La variazione delle rimanenze di 3.607 migliaia di euro riguarda principalmente i semilavorati e i prodotti
finiti dell’attività fotovoltaica (5.845 migliaia di euro).
88
Gli oneri diversi di gestione, pari a 49.222 migliaia di euro, riguardano principalmente l’acquisto di quote di
diritti di emissione (29.159 migliaia di euro), l’Imposta Municipale sugli Immobili (7.733 migliaia di euro), gli
oneri sostenuti per la chiusura del contratto oneroso “take or pay” con il fornitore Deutsche Solar per oneri
di annullamento (3.800 migliaia di euro) e per perdite da transazione per la parte versata come anticipo
(5.590 migliaia di euro).
L’accantonamento al fondo svalutazione crediti ammonta a 650 migliaia di euro.
Gli accantonamenti ai fondi per rischi e oneri ammontano a 53.939 migliaia di euro e riguardano
principalmente gli accantonamenti al fondo certificati verdi per 73.819 migliaia di euro, con il relativo
utilizzo fondo per esubero di 5.612 migliaia di euro e l’utilizzo per esubero del fondo per contratto oneroso
con Deutsche Solar per 13.132 migliaia di euro.
Le informazioni relative ai fondi rischi e oneri sono indicate alla nota n. 24 Fondi per rischi e oneri a cui si
rinvia.
Costo lavoro
Il costo lavoro si articola in:
2012
2013
23.747
23.792
Oneri sociali
7.399
7.057
Oneri per programmi a benefici e contributi definiti
2.030
1.724
239
1.505
(migliaia di euro)
Salari e stipendi
Altri costi
Comandati e borsisti
1.426
196
34.841
34.274
a dedurre:
(122)
34.719
(97)
34.177
I valori indicati nell'esercizio 2012 sono stati rettificati degli effetti prodotti per l'applicazione retroattiva del nuovo principio contabile
IAS 19 Benefici a dipendenti
Gli oneri per programmi a benefici definiti pari a 1.724 migliaia di euro includono oneri per programmi a
contributi definiti per 1.401 migliaia di euro e oneri per programmi a benefici definiti per 323 migliaia di
euro. Gli oneri per programmi a benefici definiti sono analizzati alla nota n. 25 Fondi per benefici ai
dipendenti.
Numero medio dei dipendenti
Il numero medio dei dipendenti ripartito per categoria è il seguente:
(numero)
2012
Dirigenti
17
2013
18
Quadri
84
79
Impiegati
245
237
Operai
113
113
459
447
Il numero medio dei dipendenti è calcolato come semisomma dei dipendenti all’inizio e alla fine del periodo.
89
Compensi spettanti agli amministratori e ai sindaci
I compensi spettanti agli amministratori ammontano a 56 migliaia di euro (77 migliaia di euro nel 2012). I
compensi spettanti ai sindaci ammontano a 108 migliaia di euro (111 migliaia di euro nel 2012).
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.
Gli ammortamenti e svalutazioni si articolano come segue:
(migliaia di euro)
2012
2013
Ammortamenti:
109.004
112.447
777
776
109.781
113.223
(16)
221.021
(16)
221.392
109.765
334.615
2012
2013
Svalutazioni:
371
a dedurre:
- rivalutazioni di attività materiali
- rivalutazioni di attività immateriali
- incrementi per lavori interni - attività immateriali
32
Proventi (oneri) finanziari
I proventi (oneri) finanziari si articolano in:
(migliaia di euro)
Proventi (oneri) finanziari
Proventi finanziari
Oneri finanziari
Strumenti finanziari derivati
1.583
595
(6.316)
(2.362)
(4.733)
(1.767)
(5.195)
123
(9.928)
(1.644)
I valori indicati nell'esercizio 2012 sono stati rettificati degli effetti prodotti per l'applicazione retroattiva del nuovo principio contabile IAS 19
Benefici a dipendenti
90
Il valore netto dei proventi e oneri finanziari è il seguente:
(migliaia di euro)
2012
2013
Proventi (oneri) finanziari correlati all'indebitamento finanziario netto
- Interessi e altri oneri verso la controllante
- 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
(4.127)
(1.944)
(1)
120
581
306
(3.427)
(1.638)
Differenze attive (passive) di cambio
- Differenze attive di cambio
- Differenze passive di cambio
839
128
(859)
(11)
(20)
117
Altri proventi (oneri) finanziari
- Proventi su partecipazioni
- Interessi e altri proventi su crediti finanziari e titoli strumentali all'attività operativa
- Interessi su crediti commerciali
17
- Interessi su crediti d'imposta
26
100
(1.136)
(255)
56
- Interessi attivi di mora verso altri
- Oneri finanziari connessi al trascorrere del tempo (a)
(148)
- Oneri finanziari su piani a benefici definiti
5
- Altri proventi (oneri) finanziari
(4)
- Accantonamenti al fondo altre imposte
(1.093)
(246)
(4.540)
(1.767)
(a) La voce riguarda l’incremento dei fondi per rischi e oneri che sono indicati, ad un valore attualizzato, nelle passività non correnti del bilancio.
Gli interessi verso la controllante si riferiscono a interessi su finanziamenti a lungo termine per 1.738
migliaia di euro (3.885 migliaia di euro al 31 dicembre 2012), a interessi su finanziamenti a breve termine
per 200 migliaia di euro e a interessi passivi maturati sui c/c per 6 migliaia di euro (242 migliaia di euro al
31 dicembre 2012).
I proventi (oneri) su strumenti finanziari derivati sono:
(migliaia di euro)
Contratti su tassi di interesse
2012
2013
(5.196)
123
(5.196)
123
I proventi finanziari su contratti derivati di 123 migliaia di euro rappresentano il provento da valutazione al
fair value del contratto derivato IRS (Interest Rate Swap) in essere con eni per 5.069 migliaia di euro e gli
oneri realizzati sul medesimo contratto in occasione delle liquidazioni semestrali dei differenziali per
complessivi 4.946 migliaia di euro.
91
33
Proventi (oneri) su partecipazioni
I proventi (oneri) su partecipazioni si articolano in:
2012
(migliaia di euro)
Dividendi
(migliaia di euro)
Plusvalenze nette da vendita
Altri proventi (oneri) netti
Dividendi
Termica Milazzo
6.755
Enipower Mantova
13.702
2012
Plusvalenze/
Minusvalenze
da
alienazione
Pacific Solar
2013
22.743
Altri
proventi
22.743
(oneri)
netti
4.059
18.684
168
20.457
34
Altri
proventi
(oneri)
netti Dividendi
20.457
2013
168
Plusvalenze/
Minusvalenze
20.625
da
alienazione
168
22.743
Imposte sul reddito
Le imposte sul reddito sono le seguenti:
(migliaia di euro)
2012
2013
Imposte correnti:
- IRES
- IRAP
82.833
55.834
13.283
10.101
96.116
65.935
Imposte differite e anticipate nette:
- imposte differite
- imposte anticipate
(2.976)
(34.758)
(35.456)
(53.637)
(38.432)
(88.395)
57.684
(22.460)
L’incidenza delle imposte dell’esercizio, sul risultato prima delle imposte, è del -31,16% (42,78%
nell’esercizio 2012).
L’analisi della differenza tra l’aliquota fiscale teorica e quella effettiva è la seguente:
(%)
Aliquota teorica
2012
2013
43,30%
-41,63%
Variazioni in aumento (diminuzione) rispetto all'aliquota teorica:
- effetto applicazione Decreto Legge n. 112/2008, Legge Finanziaria 2008
- differenze permanenti e altre motivazioni
3,50%
16,82%
-4,02%
-6,35%
42,78%
-31,16%
L’aliquota teorica è determinata rapportando le imposte calcolate applicando le aliquote delle imposte sul
reddito(nel caso dell’Italia, Ires e Irap) all’utile prima delle imposte.
La variazione dell’aliquota rispetto all’anno precedente è determinata essenzialmente dalla notevole
riduzione del risultato civilistico ante imposte in seguito all’operazione di svalutazione dei cespiti, così come
illustrato alla nota n. 12 Immobili impianti e macchinari.
92
35
Rapporti con parti correlate
Le operazioni compiute dalla società 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 controllanti, 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 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
I rapporti commerciali più rilevanti riguardano i contratti di Conto Lavorazione stipulati con eni Divisione
Gas & Power e con EniServizi S.p.A.
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, fornendo inoltre servizi manageriali alle proprie controllate a fronte di appositi contratti, i cui
corrispettivi annui sono commisurati 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.
La società intrattiene, inoltre, rapporti commerciali con eni che le fornisce servizi ICT e di
approvvigionamento e servizi amministrativi e finanziari, con eni Divisione Gas & Power che le fornisce
servizi centralizzati e con società di scopo che forniscono prestazione di servizi al Gruppo eni; tra le
principali, EniServizi che svolge servizi generali quali la gestione di immobili, la ristorazione, la guardiania,
l’approvvigionamento dei beni non strategici e la gestione di magazzini.
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.
La società 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.
93
I rapporti commerciali e diversi sono di seguito analizzati:
Esercizio 2012
(migliaia di euro)
31.12.2012
2012
Costi
Denominazione
SEF S.r.l.
Imprese controllanti:
Eni Corporate
Eni Divisione Gas & Power
Eni Divisione Refining & Marketing
Eni Divisione Exploration & Production
Imprese controllate dall'Eni S.p.A.:
Agenzia Giornalistica Italiana
Ambiente 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 Insurance Limited
Enimed S.p.A.
EniServizi S.p.A.
Eni Trading & Shipping
I.S.A.F Spa
Italgas S.p.A.
Italkali-Società Italiana Sali Alcalini S.p.A.
Lng Shipping S.p.A.
Petrobel Belayim Petroleum Co
Versalis S.p.A.
Saipem S.p.A.
Saipem Energy Service 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.
Toscana Servizi S.p.A.
Venezia Tecnologie S.p.A.
Viscolube Italiana S.p.A.
Imprese possedute o controllate dallo Stato:
Gruppo Enel
Gruppo Finmeccanica
GSE- Gestore Servizi Elettrici
Gruppo Fintecna
Terna SpA
Gruppo Cassa Depositi e Prestiti
Gruppo Ferrovie dello Stato
Gruppo SNAM
Crediti e Debiti e altre
altre attività
passività
2.692
1.829
4.521
723
7
730
17.869
229.201
13.357
3.290
263.717
43.725
93.015
8.977
17
145.734
Garanzie
Beni
Ricavi
Servizi
Altro
Beni
-419
-1
-420
21
21
22
22
-6
338.997
27.311
6.357
8.923
11.717
5.581
30.411
366.302
26.997
35.992
Altro
2.742
3.277
6.019
28
62.811 584.242
24.238
4.877
3.688
87.049 592.835
5.208
86
-2.658
12
2.648
45
52
-86
43
66
10
-490
700
1.536
47
6.918
788
318
10
1.645
34
2.068
652
1.089
-33
4.353
2.524
1.202
27
38
652
12.918
4
38
8.104
900
58
-39
34.122
7
16.581
2.514
93.901
782
5.202
-11
1.329
203.215
15
182
7
434
5.932
27
3
6.205
1
225
84
15
139
4.272
6
11.076
15
345
290
7.237
905
15
94
3.207
5
57.709
29.101
105.518
20.402
2.301
206.824
6
-73
33.641
-959
369
13.239
1
-37
18.926
9
283
601
8
4
40.355
54
71
83.908
5
2
3
18
38.332
4.111
25.662
619
30.398
356.345
406
46.624
222.189
124.388
596.208
19.787
66.766
(b) i ricavi si differenziano da quelli dello schema di conto economico perché sono esposti i proventi relativi al personale in comando.
12.986
132
5
9.728
7.556
61.269
110
61.405
110
355.300 605.931
(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.
94
Servizi
7.556
25.951
Esercizio 2013
(migliaia di euro)
31.12.2013
2013
Costi
Denominazione
SEF S.r.l.
Imprese controllanti:
Eni Corporate
Eni Divisione Gas & Power
Eni Divisione Refining & Marketing
Eni Divisione Exploration & Production
Imprese controllate dall'Eni S.p.A.:
Agenzia Giornalistica Italiana
Ambiente 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 Insurance Limited
Enimed S.p.A.
EniServizi S.p.A.
Eni Trading & Shipping
I.S.A.F Spa
Italgas S.p.A.
Italkali-Società Italiana Sali Alcalini S.p.A.
Lng Shipping S.p.A.
Petrobel Belayim Petroleum Co
Versalis S.p.A.
Saipem S.p.A.
Saipem Energy Service 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.
Toscana Servizi S.p.A.
Venezia Tecnologie S.p.A.
Viscolube Italiana 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 Debiti e altre
altre attività
passività
Garanzie
Ricavi
Beni
Servizi
Altro
2.482
2.764
5.246
736
-97
639
-3
-1
-4
22
-2
20
524
-7
517
24.787
250.710
8.834
708
285.039
10.670
101.980
7.763
6
120.419
224
319.817
24.280
1.268
15.234
10.302
27
26.831
233
2.658
123
5
3.019
344.321
Beni
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
45
50
-100
9
47
7.128
101
855
66
10
-191
742
730
864
1.708
7.677
2
6.246
15
9
1.911
1.764
2.426
56
855
4.615
33
36.645
-6
305
5
728
2
-900
28
8
22.403
45
13.490
101
-52
14.391
4.004
86.929
743
7.923
1.264
17
4
240
33
11
7.560
81
84
4.100
9
283
5.971
497
180.808
26
131
4
221
261
3
151
68
3.149
5
61.274
29.513
97.596
2
12.002
-79
33.004
-959
15.198
56
26.414
10.459
494
38.912
1
676
43.102
Fondi Pensione
Fopdire
16.411
24.014
262
54.627
10
16.971
35
171
288
69.881
2
-2
17.475
29
390.471
193.702
184.744
13.519
2.375
28.285
152
145
9.314
3
79.102
1
1
-28
28.524
2
79.256
1
8
153
9.315
335.985 552.827
18.484
304
511.794
60.737
56.378
(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.
95
Rapporti finanziari
Tra i principali rapporti finanziari, oltre ai contratti di finanziamento a lungo termine già commentati alla
nota n. 23 Passività finanziarie a lungo termine, si dà evidenza che è in essere una convenzione in base alla
quale eni provvede alla copertura dei fabbisogni finanziari e all’impiego della liquidità e alle operazioni di
“cash pooling” della società, nonché alla copertura dei rischi di cambio, di tasso di interesse e di prezzo delle
merci attraverso la stipulazione di contratti derivati.
I rapporti finanziari sono i seguenti:
Esercizio 2012
(migliaia di euro)
31.12.2012
Denominazione
Imprese controllate da Eni:
Eni Corporate
2012
Crediti
Debiti
Garanzie
124.080
272.805
32.024
Oneri
finanziari
Proventi
finanziari
9.329
180
11
3
Proventi su
partecipazioni
Eni Divisione Gas & Power S.p.A.
Eni Adfin S.p.A.
EniServizi S.p.A.
72
13.702
Ravenna Servizi Industriali
1
Syndial S.p.A.
Termica Milazzo S.p.A.
581
Polimeri Europa
6.755
1
Pacific Solar PTY LTD
168
Imprese a controllo statale:
124.152
272.805
32.024
9.342
764
20.625
Esercizio 2013
(migliaia di euro)
31.12.2013
Denominazione
Imprese controllate da Eni:
Eni Corporate
2013
Crediti
Debiti
Garanzie
32.654
218.253
30.132
Oneri
finanziari
Proventi
finanziari
6.896
5.177
Proventi su
partecipazioni
Eni Divisione Gas & Power S.p.A.
Eni Adfin S.p.A.
EniServizi S.p.A.
Ravenna Servizi Industriali
Syndial S.p.A.
18.684
Termica Milazzo S.p.A.
306
4.059
Polimeri Europa
Pacific Solar PTY LTD
Imprese a controllo statale:
Gruppo GSE - Gestore servizi elettrici
5
32.654
96
218.253
30.132
6.896
5.488
22.743
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
31.12.2012
(migliaia di euro)
31.12.2013
Totale
Entità
correlate
Incidenza
%
Totale
Entità
correlate
378.668
7.485
349.033
7.312
2.464
Incidenza
%
92,17
97,69
393.154
7.342
380.838
7.342
96,87
100,00
1
0,04
2.666
2.291
85,93
252.964
208.746
82,52
220.889
185.319
83,90
272.805
272.805
100,00
218.253
218.253
100,00
14.343
13.443
93,73
6.298
9.274
9
8.375
0,14
90,31
Altre attività finanziarie non correnti
Passivita' finanziarie a lungo termine
comprensive delle quote a breve termine
seguente tabella di sintesi:
L’incidenza delle operazioni con parti correlate sulle voci del conto economico è indicata nella seguente
tabella di sintesi:
2012
(migliaia di euro)
2013
Totale
Entità
correlate
Incidenza
%
Totale
Entità
correlate
Incidenza
%
1.046.807
958.626
91,58
962.810
888.812
92,31
33.947
28.365
83,56
19.437
17.231
88,65
812.136
649.372
79,96
706.633
627.138
88,75
34.912
1.574
4,51
34.177
516
1,51
Proventi finanziari
1.583
764
48,26
595
420
70,59
Oneri finanziari
6.123
4.146
67,71
2.362
1.950
82,56
Strumenti derivati
5.196
5.196
100,00
(123)
(123)
100,00
20.625
20.625
100,00
22.743
22.743
100,00
Costo lavoro
Altri proventi (oneri) su partecipazioni
97
I principali flussi finanziari con parti correlate sono indicati nella seguente tabella di sintesi:
2012
(migliaia di euro)
Ricavi e proventi
2013
986.991
906.043
(650.946)
(627.654)
(43.331)
(31.835)
Variazione dei debiti commerciali e diversi
16.380
(8.008)
Dividendi incassati
18.809
27.573
Costi e oneri
Variazione dei crediti commerciali e diversi
Altri proventi (oneri) operativi
Interessi incassati
Interessi pagati
120
23
(4.143)
(2.131)
323.880
264.011
6
(6)
(50.213)
(25.607)
Investimenti:
- immobilizzazioni immateriali
- immobilizzazioni materiali
- partecipazioni
- variazione crediti finanziari
- variazione debiti e crediti relativi all’attività di investimento
Flusso di cassa degli investimenti
18.330
(20.486)
(31.877)
(46.099)
(31.877)
(46.099)
(54.545)
(54.546)
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
(197)
(6)
(66.146)
(85.045)
(120.888)
(139.597)
171.115
78.315
L’incidenza dei flussi finanziari con parti correlate è indicata nella seguente tabella di sintesi:
2012
(migliaia di euro)
Totale
2013
Entità Incidenza
correlate
%
Totale
Entità Incidenza
correlate
%
Flusso di cassa da attività operativa
225.154
323.880
143,85
172.657
264.011
Flusso di cassa da attività di investimento
(70.344)
(31.877)
45,32
(131.658)
(46.099)
35,01
(120.888)
(120.888)
100,00
(139.597)
(139.597)
100,00
Flusso di cassa da attività di finanziamento
98
152,91
36
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.
37
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.
99
38
Attività di direzione e coordinamento
A norma dell’articolo 2497-bis si indicano i dati essenziali del bilancio al 31 dicembre 2012 dell’eni spa che
esercita sull’impresa attività di direzione e coordinamento.
100
I dati essenziali della controllante eni 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 2012.
Per un’adeguata e completa comprensione della situazione patrimoniale e finanziaria di eni spa al 31
dicembre 2012, 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.
101
39
Eventi successivi alla chiusura dell’esercizio
I fatti di rilievo avvenuti dopo la chiusura dell’esercizio sono illustrati nella stessa voce esposta nella
Relazione sulla Gestione.
102
Proposta del Consiglio di Amministrazione all’Assemblea
degli Azionisti
Signori Azionisti,
il conto economico della Vostra società presenta una perdita di esercizio di 49.619.014,24 euro che si
propone di riportare all’esercizio successivo.
Il Presidente e Amministratore Delegato
Dott. Daniele De Giovanni
103
104
105
106
107
108
109
110
Convocazione dell’Assemblea degli Azionisti
L'assemblea ordinaria degli azionisti di Enipower S.p.A è convocata per il giorno 11 aprile 2014 alle ore
10,30 in prima convocazione in San Donato Milanese, Piazza Vanoni 1, Primo Palazzo Uffici eni, presso la
sala consigliare di Enipower al 2° Piano Dente A, e, occorrendo, il giorno 24 aprile 2014 stessi ora e luogo,
in seconda convocazione, per discutere e deliberare sul seguente:
Ordine del giorno
1. Nomina di un Amministratore; nomina del Presidente del Consiglio di Amministrazione.
2. Bilancio di esercizio al 31 dicembre 2013, relazioni degli Amministratori, del Collegio Sindacale e della
Società di Revisione. Delibere relative e conseguenti.
3. Nomina dei Sindaci e del Presidente del Collegio Sindacale per gli esercizi 2014, 2015 e 2016 e
determinazione della retribuzione spettante ai Sindaci effettivi e al Presidente del Collegio Sindacale.
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.
Distinti saluti.
111
Deliberazioni dell’Assemblea degli Azionisti
L’assemblea degli azionisti di Enipower S.p.A si è riunita il giorno 11 aprile 2014 alle ore 10,30 in prima
convocazione, in San Donato Milanese, Piazza Vanoni 1, presso gli uffici eni spa.
Con riferimento al secondo punto previsto all’ordine del giorno, l’Assemblea degli Azionisti ha deliberato di
approvare il bilancio di esercizio al 31 dicembre 2013 che presenta una perdita di 49.619.014,24 euro e di
riportare la suddetta perdita all’esercizio successivo.
Con riferimento al terzo punto previsto all’ordine del giorno, l’Assemblea degli Azionisti ha deliberato di:
•
nominare membri del Collegio sindacale i signori:
Giovanna Campanini
Presidente;
Mauro Romano
Sindaco effettivo;
Elena Nembrini
Sindaco effettivo;
Francesca Parente
Sindaco supplente;
Luca Bertoli
Sindaco supplente.
I sindaci così nominati resteranno in carica per la durata di tre esercizi e con scadenza alla data
dell’Assemblea convocata per l’approvazione del bilancio relativo all’esercizio 2016;
•
112
determinare la retribuzione spettante al Presidente e a ciascun sindaco effettivo, rapportata al periodo
di durata della carica, nella misura forfetaria e onnicomprensiva per le diverse attività svolte
rispettivamente di 45.000 euro annui lordi e di 30.000 euro annui lordi, oltre al rimborso delle spese
sostenute.

Bilancio d`esercizio enipower 2013

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