Financial Statements at the year Bilancio

Transcript

Financial
Statements
at the year
2004
Bilancio
2004
summary
of contents
Directors’ report on operations
4
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72
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Balance sheet
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100
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Company profile
Highlights
Letter to the shareholders
Board of directors and board of statutory auditor
Group structure
Report of the board of director
Macroeconomic and market scenario
Evolution of the electricity market
Evolution of the regulatory framework
Trend of operations
Investments
Human resources
Scientific and technological research
Health, safety and environment
Relations with the Communities
Comments on company performance
Reclassified profit and loss account
Reclassified balance sheet
Net working capital
Net Financial borrowing/cash and bank
Reclassified statement of cash flows
Other information
Operating trend of subsidiaries
Transactions with related parties
Treasury shares or shares of parent companies
Secondary offices
Major events occurred after the end
of the financial year
Performance outlook
The Marzocchi case
Introduction of international accounting principles
Obligations under resolution No. 310/01
Declaration pursuant to Legislative Decree
No. 196 of 30 June 2003
Glossary
Balance sheet
Assets
Liabilities
Profit & loss account
Notes to the financial statements
Statement of cash flows
Criteria for the preparation
of the financial statements
Accounting policies
Illustration of the financial statements items
Attachment required under article 9, paragraph 1
of resolution no. 310/01
Proposal for the allocation of the result for the year
Board of Statutory Auditors’ Report
Independent Auditors’ Report
Call of Shareholders’ Meeting
Resolutions of the Shareholders’ Meeting
sommario
Relazione sulla gestione
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Bilancio d’esercizio
75
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99
101
101
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Identità aziendale
Highlights
Lettera agli azionisti
Organi sociali e di controllo
Schema delle partecipazioni
Scenario macro-economico e di mercato
Evoluzione del mercato elettrico
Evoluzione del quadro normativo
Andamento operativo
Investimenti
Risorse umane
Ricerca scientifica e tecnologica
Salute, sicurezza e ambiente
Rapporti con le comunità
Commento ai risultati economico-finanziari
Conto economico riclassificato
Stato patrimoniale riclassificato
Capitale di esercizio netto
Indebitamento/Disponibilità finanziarie nette
Rendiconto finanziario riclassificato
Altre informazioni
Andamento economico
delle società controllate
Rapporti con parti correlate
Azioni proprie o di società controllanti
Sedi secondarie
Fatti di rilievo avvenuti
dopo la chiusura d’esercizio
Evoluzione prevedibile della gestione
Il caso Marzocchi
Introduzione dei principi contabili internazionali
Obblighi ai sensi della deliberazione n. 310/01
Dichiarazione ai sensi del D.lgs. N. 196
del 30 giugno 2003
Glossario
Bilancio d’esercizio
Attivo
Passivo
Conto economico
Nota integrativa
Rendiconto finanziario
Criteri di redazione del bilancio
Criteri di valutazione
Illustrazione voci di bilancio
Allegato ai sensi dell’articolo 9 comma1
della deliberazione n. 310/01
Proposta di attribuzione del risultato di esercizio
Relazione del Collegio Sindacale
Relazione della Società di Revisione
Avviso di convocazione
Deliberazioni dell’Assemblea
company profile
To the Shareholders
Your Company was incorporated on 17 November 1999 and it started its activity
in 2000, managing the thermoelectric plants at Brindisi, Livorno, Mantua,
Ravenna and Taranto with an installed power of around 1,000 megawatts. In the
last quarter of 2003 the Ferrera Erbognone plant joined the above-stated plants;
this plant (with two 390 megawatt and one 250 megawatt combined cycle units)
was completed and began to supply electricity to the national Transmission Grid
as did the two new units of the Ravenna plant (390 megawatts each). Therefore,
at the end of 2004, EniPower S.p.A.'s installed power amounts in total to
approximately 3,257 megawatts.
The Company's activity focuses on the production and sale of electricity as well
as accessory and complementary products (steam and other utilities). Along
with its subsidiaries EniPower Trading S.p.A., EniPower Trasmissione S.p.A.,
EniPower Iniziative Industriali S.p.A. and Società EniPower Ferrara S.r.l., the
Company represents the Eni Group's power generation business and pursues a
growth strategy in the electricity production and sales sector, seizing the
opportunities offered by the deregulation of the electricity market, with the aim
of maximizing the value of the Eni Group gas chain.
The Company is committed to a major investment programme which envisages
the construction, also through its subsidiaries, of combined cycle plants to
generate electricity and steam for a normal running power of around 5,300
megawatts (inclusive of subsidiaries plants).
The company is managed and coordinated by Eni S.p.A..
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BALANCE SHEET 2004
COMPANY PROFILE
identità aziendale
Signori azionisti,
la Vostra Società è stata costituita il 17 novembre 1999 ed ha avviato la propria
attività nel 2000 gestendo le centrali termoelettriche di Brindisi, Livorno,
Mantova, Ravenna e Taranto con una potenza installata di circa 1.000 megawatt.
Dall'ultimo trimestre del 2003, alle citate centrali si è aggiunta quella di Ferrera
Erbognone, il cui impianto composto da due gruppi a ciclo combinato da 390
megawatt e uno da 250 megawatt, è stato completato ed ha iniziato a immettere
energia elettrica nella rete di trasmissione nazionale, così come i due nuovi
gruppi di Ravenna da 390 megawatt ciascuno. Pertanto, alla fine del 2004, la
potenza installata in funzionamento di EniPower S.p.A. ammonta complessivamente
a circa 3.257 megawatt.
Lo scopo sociale consiste nel produrre e vendere energia elettrica, nonché
prodotti accessori e complementari (vapore e altre utilities). Essa, unitamente
alle proprie società controllate EniPower Trading S.p.A., EniPower Trasmissione
S.p.A., EniPower Iniziative Industriali S.p.A. e Società EniPower Ferrara S.r.l.,
rappresenta il business di generazione elettrica del Gruppo Eni e persegue una
strategia di crescita nell'attività della produzione e vendita di energia elettrica in
Italia, cogliendo le opportunità offerte dalla liberalizzazione del mercato
elettrico, per massimizzare il valore della catena del gas del Gruppo Eni.
La Società è impegnata in un notevole programma di investimenti che prevede la
realizzazione, anche tramite le proprie società controllate, di centrali a ciclo
combinato per la produzione di energia elettrica e vapore, per una potenza a
regime di circa 5.300 megawatt complessivi (compresi gli impianti delle società
controllate).
La Società è soggetta all'attività di direzione e coordinamento dell'Eni S.p.A..
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ENIPOWER
BILANCIO 2004
IDENTITA’ AZIENDALE
highlights
The most significant events characterizing the year 2004 are summarised below:
■ electricity production totalled 13,170 gigawatt-hour, an increase of 7,682
gigawatt hour (138%) compared to 2003 mainly due to the power produced by
the new Ferrera Erbognone and Ravenna units which became operating at the
end of 2003 (1st unit of Ferrera Erbognone) and in the first quarter of 2004 (the
other two units of Ferrera Erbognone and the two new units of Ravenna).
Electricity sold amounted to 13,683 gigawatt-hour. Moreover, through the
subsidiary EniPower Trading S.p.A., 3,093 gigawatt-hour of electricity was sold
to eligible customers; this power was bought by third parties for re-sale. Sales of
steam remained in line with 2003 figures at 9,719 thousand tons;
■ consumption of natural gas purchased by Eni S.p.A. Gas & Power Division in
2004 stood at around 2.6 billion cubic metres;
■ on 20 February 2004 the “Provisional Acceptance Certificate"(1) was issued for
the second, 390 megawatt combined cycle unit at the Ferrera Erbognone plant
followed on 19 June 2004 by the certificate for the third 250 megawatt unit
which was started up using natural gas as fuel and which, after some small
engineering modifications, will also be supplied with refinery gas;
■ on 15 March 2004 and 24 June 2004 the “Provisional Acceptance Certificates”
were issued for the first and second 390 megawatt units at the Ravenna plant,
supplied by natural gas;
■ on 1 April 2004 the Sole Shareholder Eni S.p.A. allocated Euro 350,000 thousand
for a future increase in share capital;
■ on 25 October 2004 the “first firing” of the first 390 megawatt unit at the Mantua
plant was ignited and electricity was supplied to the national grid for the first
time on 13 November 2004; the "Provisional Acceptance Certificate" was issued
on 25 February 2005. The second unit, also 390 megawatt, will become operating
in 2005;
■ on 13 December 2004 the “first firing” was ignited for the three new 390
megawatt units at the Brindisi plant; the “Provisional Acceptance Certificate)
should be issued in the first half of 2005; hand-over of the second and third unit
is scheduled for the end of 2005 and late April 2006 respectively;
■ on 20 July 2004, with effective date 1 August 2004, Syndial S.p.A. transferred the
line of business located in the Ferrera plant, comprising plants for the
production and dispatching of electricity and steam, the personnel as well as
the assets and liabilities to the subsidiary S.E.F. S.r.l.;
■ the Board of Directors in the meeting of 23 September 2004 resolved to approve
the “Organization, management and control model in accordance with
Legislative Decree 231/01” as well as the set up of the Supervisory Board;
■ on 19 October 2004 a 28.1% shareholding in Ravenna Servizi Industriali jointstock consortium company was purchased; subsequently, on 15 December
2004, following the transfer of the line of business by Polimeri Europa S.p.A., a
number of shares were bought to reach a shareholding of 28.1%.
(1) Provisional Acceptance Certificate (P.A.C.) is the hand-over document of the combined cycle unit from the Manufacturer to the Company which
then takes it in charge for operating activities. For accounting purposes, the depreciation period begins at this point.
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BALANCE SHEET 2004
HIGHLIGHTS
highlights
Di seguito sono esposti, in modo sintetico, gli eventi più significativi che hanno
caratterizzato l'esercizio 2004:
■ la produzione di energia elettrica è stata di 13.170 gigawattora con un
incremento rispetto al 2003 di 7.682 gigawattora, pari a circa il 138%, dovuto
essenzialmente all'energia elettrica prodotta dai nuovi gruppi di Ferrera
Erbognone e di Ravenna che sono tutti entrati in esercizio tra la fine del 2003
(1° gruppo di Ferrera Erbognone) e il 1° semestre 2004 (gli altri due gruppi di
Ferrera Erbognone e i due nuovi gruppi di Ravenna). L'energia elettrica venduta
è stata di 13.683 gigawattora. Inoltre, tramite la controllata EniPower Trading
S.p.A. sono stati commercializzati ai clienti idonei 3.093 gigawattora di energia
elettrica acquistata da terzi per la rivendita. Le vendite di vapore sono state di
9.719 mila tonnellate, in linea con il 2003;
■ il consumo di gas naturale acquistato dall' Eni S.p.A. Divisione Gas & Power nel
2004 è stato di circa 2,6 miliardi di metri cubi;
■ il 20 febbraio 2004 è stato emesso il “Provisional Acceptance Certificate”(1) del
secondo gruppo a ciclo combinato da 390 megawatt relativo alla centrale di
Ferrera Erbognone e il 19 giugno 2004 quello del terzo gruppo da 250 megawatt,
che è stato avviato utilizzando come combustibile il gas naturale e che, dopo
talune lievi modifiche impiantistiche, potrà essere alimentato anche da gas di
raffineria;
■ il 15 marzo 2004 e il 24 giugno 2004 sono stati emessi i “Provisional Acceptance
Certificate” rispettivamente del primo e del secondo gruppo da 390 megawatt
ciascuno, alimentati a gas naturale, siti nella centrale di Ravenna;
■ in data 1° aprile 2004 l'Azionista Unico Eni S.p.A. ha effettuato un versamento
in conto futuro aumento del capitale sociale per un ammontare di 350.000
migliaia di euro;
■ il 25 ottobre 2004 è avvenuta l'accensione del “primo fuoco” relativo al primo
gruppo da 390 megawatt della centrale di Mantova che ha erogato per la prima
volta energia elettrica nella rete nazionale il 13 novembre 2004; il “Provisional
Acceptance Certificate” è stato emesso il 25 febbraio 2005. Per il secondo
gruppo, anch'esso da 390 megawatt, l'avvio sarà nel 2005;
■ il 13 dicembre 2004, il primo dei tre nuovi gruppi da 390 megawatt della centrale
di Brindisi ha effettuato l'accensione del “primo fuoco”; il “Provisional Acceptance
Certificate” è previsto entro il primo semestre 2005; per il secondo ed il terzo gruppo
le consegne sono previste rispettivamente entro fine 2005 e fine aprile 2006;
■ il 20 luglio 2004 con efficacia 1° agosto 2004, è avvenuto il conferimento nella
controllata S.E.F. S.r.l. da parte di Syndial S.p.A. del ramo di azienda sito nello
stabilimento di Ferrara, costituito dagli impianti per la produzione e distribuzione
di energia elettrica e vapore, dal personale, dai rapporti attivi e passivi;
■ il Consiglio di Amministrazione nell'adunanza del 23 settembre 2004 ha
deliberato l'approvazione del “Modello di organizzazione, gestione e controllo
ex D.Lgs. 231/01” nonché l'istituzione dell'Organismo di Vigilanza;
(1) Provisional Acceptance Certificate (P.A.C.) è il documento di consegna del gruppo a ciclo combinato dal Costruttore al Committente,
che lo prende in carico per l'attività di esercizio. Da tale momento incomincia a decorrere il periodo di ammortamento contabile.
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BILANCIO 2004
HIGHLIGHTS
The main economic and financial data for the 2000-2004 five year period are given
below:
Table of economic and financial data
(in thousands of euro)
2000*
2001
2002
2003
2004
Revenue from ordinary operations
492,388
507,782
464,002
507,987
904,269
Operating result
(14,986)
59,580
27,229
12,468
44,737
Net result
(12,994)
34,723
86,029
3,294
29,800
21,982
284,539
432,036
551,129
375,321
Shareholders' equity
207,460
315,081
684,069
687,362
986,223
Net invested capital
336,662
685,421 1,089,158 1,425,578 1,750,387
Net financial borrowing
129,202
369,390
403,183
731,906
764,164
Net cash flow from activities
(73,008)
39,035
114,207
52,249
99,653
Net investments
* the economic results of 2000 have limited significance as they are affected by payable rent for 41.7 million Euro.
The data of previous years have been brought in line with 2004.
The main operating data on production capacity and quantities sold are given
below:
Table of production capacity and quantities sold
2000
2001
2002
2003
2004
985
1,025
1,025
1,927
3,257
Electrical power produced (GWh)
4,764
4,987
4,966
5,540
13,170
Electrical power sold (GWh)2
4,766
4,987
5,004
5,551
13,683
Vapour sold (kt)
9,535
10,025
9,302
9,303
9,719
Installed production capacity (MW)1
1) The production capacity of a plant from first supply of electricity to the transmission grid is considered as installed.
2) The difference between the electricity produced and that sold is due to emergency power and passive imbalances.
Consumption of main raw materials, in quantitative terms, is illustrated in the
table below:
Table of the main quantities consumed
2000
2001
2002
2003
2004
Fuel oil (ktep)
557
666
613
611
456
Natural gas (million m3)
827
772
806
943
2,589
Other gas and fuels (ktep)
285
265
270
247
218
Refer to the section on the trend of operations for information about the data
given above.
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BALANCE SHEET 2004
HIGHLIGHTS
■
in data 19 ottobre 2004 è stata acquisita la partecipazione del 28,1% nella
Ravenna Servizi Industriali Società consortile per azioni; successivamente in
data 15 dicembre 2004, in seguito al conferimento di ramo d'azienda da parte
della Polimeri Europa S.p.A., sono state acquistate un numero di azioni tali da
riportare la quota di partecipazione al 28,1%.
Di seguito sono indicati i principali dati economico-finanziari del quadriennio
2000-2004:
Tabella dei dati economico-finanziari
(in migliaia di euro)
2000*
2001
2002
2003
2004
Ricavi gestione caratteristica
492.388
507.782
464.002
507.987
904.269
Risultato operativo
(14.986)
59.580
27.229
12.468
44.737
Risultato netto
(12.994)
34.723
86.029
3.294
29.800
21.982
284.539
432.036
551.129
375.321
684.069
687.362
986.223
Investimenti netti
Patrimonio netto
207.460
315.081
Capitale investito netto
336.662
685.421 1.089.158 1.425.578 1.750.387
Indebitamento finanziario netto
129.202
369.390
403.183
731.906
764.164
Flusso di cassa netto da attività di esercizio
(73.008)
39.035
114.207
52.249
99.653
* I risultati economici del 2000 sono poco significativi poiché influenzati da canoni passivi di affitto per 41,7 milioni di euro.
I Dati degli esercizi precedenti sono resi omogenei con il 2004.
I principali dati operativi riferiti alla capacità produttiva e alle quantità vendute
sono i seguenti:
Tabella della capacità produttiva e delle principali quantità vendute
Capacità produttiva installata (MW)1
Energia Elettrica prodotta (GWh)
Energia Elettrica venduta (GWh)
2
Vapore venduto (kt)
2000
2001
2002
2003
2004
985
1.025
1.025
1.927
3.257
4.764
4.987
4.966
5.540
13.170
4.766
4.987
5.004
5.551
13.683
9.535
10.025
9.302
9.303
9.719
1) Si considera installata la capacità produttiva di un impianto dalla prima erogazione di energia elettrica sulla rete di trasmissione.
2) La differenza tra energia l'elettrica prodotta e quella venduta è dovuta a energia di soccorso e sbilanciamenti passivi.
I consumi delle principali materie prime, in termini quantitativi, sono esposti nella
tabella che segue:
Tabella delle principali quantità consumate
2000
2001
2002
2003
2004
Olio combustibile (ktep)
557
666
613
611
456
Gas naturale (milioni di m3)
827
772
806
943
2.589
Altri gas e combustibili (ktep)
285
265
270
247
218
Per il commento ai dati sopra esposti si rimanda al capitolo sull’andamento
operativo.
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ENIPOWER
BILANCIO 2004
HIGHLIGHTS
to the shareholders
Your Company has
operated since 2000 on the Italian electricity market which,
following deregulation, allows "eligible” customers(2) to
choose their Italian or foreign supplier.
EniPower S.p.A.., also through its subsidiary EniPower Trading S.p.A., aims to acquire a
share of the national electricity market (wholesalers, end users, Single Buyer - “Acquirente
Unico -” and Power Exchange) to seize the opportunities offered by the business and to
maximize the value of the gas chain within the Eni Group.
Based on the electrical assets of the Eni Group mainly oriented towards the domestic
market (excluding sales to the Operator of the National Transmission Grid “Gestore della
Rete di Trasmissione Nazionale”), a programme is underway to invest in new gas powered,
combined cycle thermoelectric plants which envisages an installed power by 2006 of
around 5.3 gigawatt at the following sites:
1. Ferrera Erbognone (province of Pavia) - inauguration on 14 May 2004 of the Ferrera
Erbognone combined cycle thermoelectric plant, the first to be built in Italy following
the deregulation of the electricity market. The plant, with a power of around 1,030 megawatt,
comprises three units, of which two have a power of around 390 megawatt, powered by
natural gas, and one of around 250 megawatt which will be powered by both natural
gas and refinery gas arriving from Eni's Sannazzaro de' Burgondi refinery residue
gasification plant;
2. Ravenna - two new combined cycle units each with a power of 390 megawatt went into
operation which, in addition to the 190 megawatt units already in operation, has
increased the plant's installed power to approximately 970 megawatt;
3. Brindisi - three new combined cycle units each with a power of 390 megawatt are being
built. The plant, when running normally, will have a total operating power of
approximately 1,320 megawatt, also bearing in mind the power already available. The
plant's completion is scheduled for late 2005/early 2006;
4. Mantua - works are underway to install two new, 390 megawatt, combined cycle units.
The first has already completed the first parallel with the national transmission grid
and was handed over (P.A.C.) at the end of February 2005. When completed, the plant
will have an installed power of approximately 840 megawatt. The plant will supply the
city of Mantua with steam for heating purposes using a remote heating system;
5. Ferrara - EniPower S.p.A. holds 51% of the share capital of the company EniPower Ferrara S.r.l.
(SEF), in partnership with the company EGL AG (Swiss). S.E.F. S.r.l. has started building
two new 390 megawatt combined cycle units which, added to the plants already in
operation, will increase the installed capacity of the Ferrara plant to 840 megawatt.
Start-up is scheduled for 2007;
6. EniPower S.p.A. also owns plants at Livorno (approximate installed power of 200
megawatt) and Taranto (approximate installed power of 87 megawatt) for which the
possibility of further expansions are being studied.
Your Company owns the entire share capital of EniPower Trading S.p.A. (trading company
which purchases electricity and sells it on the market), EniPower Trasmissione S.p.A. (at
31 December 2004 the company owns four long distance lines), EniPower Iniziative
Industriali S.p.A. (a company without operating activities which may be used to make
investments jointly with minority third parties); your Company also holds a 51%
shareholding in EniPower Ferrara S.r.l. (which is constructing the new plant at the Ferrara
petrochemical site), a 40% shareholding in Termica Milazzo S.r.l. (a company which owns
(2) Since 1 July 2004 all subjects having a VAT number are considered eligible customers. In short, only residential users are excluded.
Their market will be deregulated in July 2007.
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ENIPOWER
BALANCE SHEET 2004
LETTER TO THE SHAREHOLDERS
lettera agli azionisti Signori Azionisti, la Vostra
Società opera dal 2000 nel mercato italiano dell'elettricità
che, in conseguenza della liberalizzazione, consente ai clienti
“idonei”(2) di scegliere il proprio fornitore italiano o estero.
EniPower S.p.A., anche mediante la propria controllata EniPower Trading S.p.A., si pone
l'obiettivo di acquisire quote del mercato elettrico nazionale (grossisti, consumatori
finali, Acquirente Unico e Borsa dell'elettricità) per cogliere le opportunità di
remunerazione offerte dal business e massimizzare il valore della catena del gas
nell'ambito del Gruppo Eni.
Partendo dagli assets elettrici del Gruppo Eni prevalentemente orientati al mercato
interno (escluse le vendite al Gestore della Rete di Trasmissione Nazionale), è in corso la
realizzazione di un programma di investimenti in nuove centrali termoelettriche a ciclo
combinato alimentate a gas, che prevede entro il 2006 il raggiungimento di una potenza
installata di circa 5,3 gigawatt nei siti di seguito illustrati:
1. Ferrera Erbognone (provincia di Pavia), il 14 maggio 2004 è stata inaugurata la centrale
termoelettrica a ciclo combinato di Ferrera Erbognone, la prima realizzata in Italia
dopo l'apertura del mercato elettrico. La centrale della potenza di circa 1.030 megawatt
è costituita da tre gruppi di cui due, della potenza di circa 390 megawatt, alimentati a
gas naturale ed uno di circa 250 megawatt che utilizzerà come combustibile, oltre al gas
naturale, anche il gas di raffineria proveniente dall'impianto di gassificazione dei residui
di raffineria dell'adiacente raffineria dell'Eni di Sannazzaro de' Burgondi;
2. Ravenna, sono entrati in esercizio due nuovi gruppi a ciclo combinato della potenza di
390 megawatt ciascuno, che, aggiunti ai 190 megawatt già in esercizio, hanno portato a
circa 970 megawatt la potenza installata della centrale;
3. Brindisi, è in corso la realizzazione di tre nuovi gruppi a ciclo combinato ciascuno con
una potenza di 390 megawatt. La centrale, a regime, avrà una potenza totale in esercizio
di circa 1.320 megawatt, tenendo conto anche della potenza già in esercizio. Il
completamento della centrale è programmato tra la fine del 2005 e l'inizio del 2006;
4. Mantova, sono in corso i lavori per l'installazione di due nuovi gruppi a ciclo combinato
della potenza di 390 megawatt ciascuno, il primo dei quali ha già effettuato il primo
parallelo con la rete di trasmissione nazionale ed è stato consegnato (P.A.C.) a fine
febbraio 2005. Al termine dei lavori la centrale avrà una potenza installata di circa 840
megawatt. L'impianto fornirà alla città di Mantova vapore a uso riscaldamento
attraverso un sistema di teleriscaldamento;
5. Ferrara, EniPower S.p.A. detiene il 51% del capitale della Società EniPower Ferrara S.r.l. (SEF),
in partnership con la società EGL AG (Svizzera). La S.E.F. S.r.l. ha avviato la costruzione
di due nuovi cicli combinati da 390 megawatt ciascuno, che sommati agli impianti già
in esercizio porteranno la capacità installata della centrale di Ferrara a 840 megawatt.
L'entrata in esercizio è prevista nel 2007;
6. EniPower S.p.A. possiede impianti anche nei siti di Livorno (potenza installata 200
megawatt circa) e Taranto (potenza installata 87 megawatt circa) per i quali sono allo
studio possibilità di potenziamenti.
La Vostra Società possiede l'intero capitale sociale di EniPower Trading S.p.A. (società
commerciale che acquista energia elettrica e la vende sul mercato), EniPower
Trasmissione S.p.A. (società che al 31 dicembre 2004 è proprietaria di quattro elettrodotti),
EniPower Iniziative Industriali S.p.A. (società priva di attività operativa che potrà essere
utilizzata per realizzare investimenti in compartecipazione con terzi di minoranza); la
Dott. Giovanni Locanto
Amministratore Delegato
Managing Director
(2) Dal 1 luglio 2004 sono clienti idonei tutti coloro che possiedono il numero di Partita IVA. In sostanza sono escluse solo le utenze domestiche il cui
mercato sarà liberalizzato dal luglio 2007.
11
ENIPOWER
BILANCIO 2004
LETTERA AGLI AZIONISTI
a 145 megawatt plant and sells electricity to the Operator of the National Transmission
Grid under the "CIP 6/92” regime), a 28.10% shareholding in the consortium company
Ravenna Servizi Industriali S.c.p.a., a 12.50% shareholding in the agency trading company
API Energy S.r.l. and, finally, an 8.90% shareholding in the consortium company Brindisi
Servizi Generali S.c.a.r.l..
During 2004 your Company managed the six thermoelectric plants of Brindisi, Ferrera
Erbognone, Livorno, Mantua, Ravenna e Taranto, selling a part of the electricity, steam and
other utilities to site customers, part to the Operator of the National Transmission Grid
(contracts under the "CIP 6/92" or incentive-based surplus regime) and the remaining part
to the subsidiary EniPower Trading S.p.A. (which in turn sells it on the open market) and
to the manager of the Power Exchange. Sales of electricity amounted to 13,683 gigawatthour (5,551 gigawatt-hour in 2003).
Revenue for 2004 amounted to Euro 904,269 thousand; the operating profit was Euro
44,737 thousand and the net profit of the year was Euro 29,800 thousand. Net borrowing
at 31 December 2004 amounted to Euro 764,164 thousand, with a borrowing coefficient
(net financial borrowing/shareholders' equity) of 0.8.
For the Board of Directors
The Chairman
(Mr. Giovanni Locanto)
BOARD OF DIRECTORS AND BOARD
OF STATUTORY AUDITORS
Your Company is administered
by a Board of Directors appointed
by the Shareholders in the Ordinary
Meeting of 18 April 2003 whose
members, indicated below,
will remain in office until approval
at 31 December 2005:
BOARD OF DIRECTORS
The Board of Statutory Auditors was
appointed by the Shareholders
in the Ordinary Meeting of 26 June
2002 and the term of office will
expire on the date of approval
at 31 December 2004. The Board
of Statutory Auditors has the following
members:
BOARD OF STATUTORY AUDITORS
Chairman
Roberto Aguiari
Chairman and CEO(3)
Giovanni Locanto
Directors
Alberto Meomartini
Alberto Alberti
Carlo Mulazzi
Cesare Larghi
Permanent Auditor
Lorenzo Riva
Giulio Gamba
Substitute Auditor
Tiziano Onesti
Franco Bertini
(3) Appointed by the Board of Directors in the meeting of 23 April 2003.
12
ENIPOWER
BALANCE SHEET 2004
LETTER TO SHAREHOLDERS
INDEPENDENT AUDITORS’ REPORT
The independent auditor company
is PricewaterhouseCoopers S.p.A.
which the Shareholders appointed
in the meeting of 21 April 2004
to audit the balance sheets
for the 2004 - 2006 three year
period and, for the same period,
to make quarterly checks of regular
accountancy procedures.
Shareholders,
the term of office of the Board
of Auditors expires with the approval
of these financial statements
and your are therefore invited
to adopt the related resolutions.
Vostra Società possiede altresì la quota del 51% del capitale sociale della Società EniPower
Ferrara S.r.l. (che sta realizzando la nuova centrale presso il sito petrolchimico di Ferrara),
la quota del 40% del capitale sociale della Termica Milazzo S.r.l. (società che possiede un
impianto da 145 megawatt e vende l'energia elettrica al Gestore della Rete di Trasmissione
Nazionale in regime di “CIP 6/92”), la quota del 28,10% nella società consortile Ravenna
Servizi Industriali S.c.p.a., la quota del 12,50% nella società agente commerciale API Energy
S.r.l. e infine la quota dell'8,90% nella società consortile Brindisi Servizi Generali S.c.a r.l..
Nell'esercizio 2004 la Vostra Società ha gestito le sei centrali termoelettriche di Brindisi,
Ferrera Erbognone, Livorno, Mantova, Ravenna e Taranto, vendendo una parte dell'energia
elettrica, il vapore e altre utilities ai clienti di sito, una parte dell'energia elettrica al
Gestore della Rete di Trasmissione Nazionale (contratti in regime di “CIP 6/92” o eccedenze
incentivate) e la restante parte di energia elettrica alla controllata EniPower Trading S.p.A.
(che a sua volta, la vende al mercato libero) e al Gestore del Mercato Elettrico (Borsa
dell'elettricità). Sono stati venduti 13.683 gigawattora di energia elettrica (5.551
gigawattora nel 2003).
I ricavi del 2004 ammontano a 904.269 migliaia di euro, l'utile operativo è di 44.737 migliaia
di euro e l'utile d'esercizio netto ammonta a 29.800 migliaia di euro. L'indebitamento netto
al 31 dicembre 2004 ammonta a 764.164 migliaia di euro, con un rapporto di indebitamento
pari a 0,8 (indebitamento finanziario netto/patrimonio netto).
Per il Consiglio di Amministrazione
Il Presidente
(Dott. Giovanni Locanto)
ORGANI SOCIALI E DI CONTROLLO
La Vostra Società è amministrata
da un Consiglio di Amministrazione
nominato dall’Assemblea Ordinaria
del 18 aprile 2003 i cui membri,
qui sotto indicati, rimarranno
in carica fino all’approvazione
del bilancio dell’esercizio
al 31 dicembre 2005:
Il Collegio Sindacale è stato nominato
dall’Assemblea ordinaria in data
26 giugno 2002 e l’incarico scadrà
con l’approvazione del bilancio
al 31 dicembre 2004.
Il Collegio è così composto:
COLLEGGIO SINDACALE
Presidente
Prof. Roberto Aguiari
CONSIGLIO DI AMMINISTRAZIONE
Presidente e Amministratore
Delegato (3)
Sindaci effettivi
Rag. Lorenzo Riva
Dott. Giulio Gamba
SOCIETÀ DI REVISIONE
La Società di Revisione è
la PricewaterhouseCoopers S.p.A.
alla quale l'Assemblea
del 21 aprile 2004 ha conferito
l'incarico di effettuare la revisione
dei bilanci del triennio 2004 - 2006
e di effettuare, per lo stesso periodo,
le verifiche trimestrali relative
alla regolare tenuta della contabilità.
Signori Azionisti, poiché
con l'approvazione del presente
bilancio scade l'incarico del Collegio
Sindacale Vi invitiamo a deliberare
in merito.
Sindaci supplenti
Amministratori
Dott. Alberto Meomartini
Ing. Alberto Alberti
Ing. Carlo Mulazzi
Dott. Cesare Larghi
Prof. Tiziano Onesti
Dott. Franco Bertini
(3) Incarico conferito dal Consiglio di Amministrazione nell’adunanza del 23 aprile 2003.
13
ENIPOWER
BILANCIO 2004
LETTERA AGLI AZIONISTI
group structure
The shareholding structure of the companies belonging to EniPower S.p.A. is shown below.
14
ENIPOWER
BALANCE SHEET 2004
STRUCTURE OF THE GROUP
schema delle partecipazioni
Di seguito si rappresenta la struttura delle società che fanno capo a EniPower S.p.A.
15
ENIPOWER
BILANCIO 2004
SCHEMA DELLE PARTECIPAZIONI
Report of the board of directors
2004
2004
macroeconomic
and market scenario
Based on provisional data(4), in 2004 the growth of the real gross domestic product at a worldwide level was
4.1%. The increase in the gross domestic product of the industrialised countries alone stood at around 3.4%;
however, in the European Union the growth of the gross domestic product was more limited: 2.2% in the 25
countries and just 1.8% if the analysis is limited solely to the countries in the Euro zone.
In Italy, preliminary estimates for 2004 indicated an average growth of the real gross domestic product of
around 1.1%, an increase of 1.1% in household expenses, while it is estimated that gross fixed investments
rose by 2.2%, exports by 4.2% and imports by 2.6%. The general index of industrial production registered a
slight downturn of 0.4%. The growth in consumer prices was 2.2%; that of producers' prices 2.7%. The average
price of Brent dated was 38.2 dollars a barrel. The unemployment rate was estimated at 8.1%, the three-month
Euribor interbank interest rate stood at around 2.2% nominal and, finally, the average US dollar/Euro
exchange rate was 1.243.
In this general economic framework, in 2004 Italy's electricity requirement increased by 0.4% (from 320.7
terawatt-hour in 2003 to 322 terawatt-hour in 2004). Gross national production increased by 2.2% (as
regards energy sources, the contribution of wind and hydroelectric power grew considerably) and
imports of electricity dropped by 10.5%(5). The higher demand for electricity was concentrated in the
North (147.8 terawatt-hour, equal to 45.9% of the entire national demand). The requirement expressed
by central Italy comprising Emilia-Romagna, Tuscany, Abruzzo, Lazio, Marche, Molise and Umbria was
95.3 terawatt-hour (equal to 29.6% of the total), by the South 45.6 terawatt-hour (14.2%
of the total) and by the Islands 33.3 terawatt-hour (10.3% of the total).
The main reference parameters for the prices of Ct and PGn electricity both decreased
by 9% (from 41.98 Euro/megawatt-hour in 2003 to 38.22 Euro/megawatt-hour) and 3.7%
respectively.
Values in billions of kWh
from 01/01/2004 to 31/12/2004
147,8
Requirement
26,1
Exchanges
95,3
0,3
1 ,0
45,6
2,7
12,5
20,8
(4) Source: Eni Studies Office - Report of 28 February 2005.
(5) Source: Gestore Rete Trasmissione Nazionale provisional data for 2004.
18
ENIPOWER
BALANCE SHEET 2004
REPORT OF THE BOARD OF DIRECTORS
MACROECONOMIC
AND MARKET SCENARIO
scenario macro-economico
e di mercato
In base a rilevazioni preconsuntive(4), nel 2004 la crescita del prodotto interno lordo reale a livello
mondiale è del 4,1%. L'incremento del prodotto interno lordo dei soli Paesi industrializzati si attesta
intorno al 3,4%, tuttavia nell'Unione Europea la crescita del prodotto interno lordo è più modesta: 2,2%
nei 25 Paesi e solo dell'1,8% limitando l'analisi ai Paesi dell'Area euro.
In Italia le stime preliminari dell'anno 2004 indicano la crescita media del prodotto interno lordo reale
di circa l'1,1%, l'aumento dell'1,1% della spesa delle famiglie, mentre si stima che gli investimenti fissi
lordi si siano incrementati del 2,2%, così come le esportazioni sono aumentate del 4,2% e le importazioni
del 2,6%. L'indice generale della produzione industriale mostra una modesta flessione dello 0,4%.
La crescita dei prezzi al consumo è stata del 2,2%, quella dei prezzi alla produzione del 2,7%. Il prezzo del
petrolio Brent dated è stato mediamente di 38,2 dollari a barile. Il saggio di disoccupazione è stato
stimato all'8,1%, il tasso di interesse interbancario a tre mesi Euribor intorno al 2,2% nominale e infine
il cambio medio Dollaro statunitense/euro si è attestato a 1,243.
In questo quadro economico generale, il fabbisogno italiano di energia elettrica nel 2004 è aumentato
dello 0,4% (da 320,7 terawattora del 2003 a 322 terawattora del 2004). La produzione nazionale lorda è
aumentata del 2,2% (fra le fonti energetiche è cresciuto in modo considerevole il contributo della fonte
eolica ed idroelettrica) e le importazioni di energia elettrica sono diminuite del 10,5%(5).
La maggiore richiesta di energia elettrica italiana si è concentrata nel Nord (147,8 terawattora,
pari al 45,9% dell'intera domanda nazionale). Il fabbisogno espresso dall'area centrale
composta da Emilia-Romagna, Toscana, Abruzzo, Lazio, Marche, Molise e Umbria è stato di 95,3
terawattora (pari al 29,6% del totale), quello del Mezzogiorno peninsulare di 45,6 terawattora
(14,2% del totale) e quello del Mezzogiorno insulare di 33,3 terawattora (10,3% del totale).
I principali parametri di riferimento dei prezzi dell'energia elettrica Ct e PGn sono
entrambi diminuiti rispettivamente del 9% (da 41,98 euro/megawattora del 2003 a
38,22 euro/megawattora) e del 3,7%.
Valori in miliardi di kWh
dal 01/01/2004 al 31/12/2004
147,8
Fabbisogno
26,1
Scambi
95,3
0,3
1 ,0
45,6
2,7
12,5
20,8
(4) Fonte: Ufficio Studi Eni - Rapporto del 28 febbraio 2005.
(5) Fonte: Gestore Rete Trasmissione Nazionale dati provvisori 2004.
19
ENIPOWER
BILANCIO 2004
RELAZIONE SULLA GESTIONE
SCENARIO MACRO-ECONOMICO
E DI MERCATO
evolution of the electricity
market
The eligible customers' market changed markedly following the ruling of the Authority for Electricity and
Gas which, in line with the implementation of the European Directive (2003/54/EC, article 21, sub-clause 1,
point b), allows all customers to access the open electricity market, with the exception of residential
customers who will remain in the regulated market until 30 June 2007. As of 1 July 2004 more than 7 million
customers in Italy (typically in the commercial, trade, agricultural and free-lance sector) can join the
approximately 150 thousand customers on the open electricity market (in general large, medium and small
businesses).
The number of potentially eligible customers increased from around 150,000 in 2003 to more than 7
million in 2004, while total consumption on the open market rose from 175 terawatt-hour to 218 terawatt
hour, around 70% of national consumption. This means that the average annual withdrawal of each client
dropped from 1,300,000 kilowatt-hour to 60,000 kilowatt-hour as a result of the opening of the market to
customers of smaller dimension with lower consumption needs.
It is estimated that the withdrawal volume of customers who decided to procure power on the open market
was 155 terawatt-hour, equal to approximately 70% of the potentially eligible customers and 50% of the total
Italian market.
20
ENIPOWER
BALANCE SHEET 2004
EVOLUTION OF THE ELECTRICITY MARKET
evoluzione del mercato
elettrico
Il mercato dei clienti idonei cambia notevolmente in seguito al provvedimento dell'Autorità per l'Energia
Elettrica e il Gas che, in coerenza con l'entrata in vigore della norma della direttiva europea (2003/54/CE, Art.
21, comma 1, lettera b), che permette a tutti i clienti di accedere al mercato libero dell'elettricità, ad
eccezione dei clienti domestici che resteranno nel mercato vincolato fino al 30 giugno 2007. Dal 1° luglio
2004 in Italia oltre 7 milioni di clienti (tipicamente dei settori commercio, artigianato, agricoltura e libere
professioni) si possono aggiungere ai circa 150 mila clienti del mercato libero dell'elettricità (tipicamente
grandi, medie e piccole imprese).
Il numero dei clienti potenzialmente idonei è passato dai 150.000 circa del 2003 a oltre 7 milioni nel 2004,
mentre il consumo complessivo del mercato libero è cresciuto da 175 terawattora a 218 terawattora che
rappresenta circa il 70 per cento dei consumi nazionali. Questo significa che il prelievo annuo medio del
singolo cliente è passato da 1.300.000 chilowattora a 60.000 chilowattora, in conseguenza dell'apertura del
mercato a clienti di più piccole dimensioni con consumi ridotti.
Si stima che il volume di prelievi dei clienti che hanno deciso di approvvigionarsi sul mercato libero sia di
155 terawattora pari a circa il 70 per cento dei clienti potenzialmente idonei e a circa il 50% del totale
mercato italiano.
21
ENIPOWER
BILANCIO 2004
EVOLUZIONE DEL MERCATO ELETTRICO
evolution of the regulatory
framework
In early 2004 one of the main steps in the electricity market deregulation process, which had been expected
for more than three years, was finally taken: the start up of dispatching on an economic merit basis whereby
the start-up order of production plants is decided on the basis of quantity and price bids, regulated by the socalled “Power Exchange”. Following an initial stage governed by the exchange and balancing of electricity
sold on the open market under bilateral agreements, adopting mechanisms introduced by the Ruling of the
Authority for Electricity and Gas (AEEG) no. 27/03 and by STOVE (Transitional sales offers system) for the
procurement of electricity reserved for customers on the regulated market, on 1 April 2004 the Electricity
Market Operator gave the go-ahead for transactions on the “Power Exchange”, organized according to
regulations approved with Ministerial Decree of 19 December 2003, while the Operator of the National
Transmission Grid (GRTN) activated dispatching on an economic merit basis as defined for the year 2004 in
the AEEG Ruling 48/04. As of said date, the national electricity market has the following set up:
■
Active participation in the market, which is in any case optional, is limited to producers who own large
plants, with a market organized in three distinctive sessions: Day-ahead Market, Adjustment Market and
Dispatching Services Market. Consequently, other production and imports were necessarily placed on the
market through bilateral transactions.
■
The assumption by demand of an active role on the market, announced by the AEEG with Ruling No. 168/03,
was delayed and the role of sole counter-part in the role of buyer was entrusted to GRTN S.p.A..
The formation of the market prices, determined for each hour, is based on the marginal
system price on the Day-ahead Market and Adjustment Market where each operator
receives the highest price accepted on these markets while on the Dispatching Services
Market each operator receives the price declared in the bid.
■ In the case of grid congestion, the market is divided into zones characterized by
different sales prices while there is only one purchase price at a national level (Single
National Price or PUN) which is determined as the average selling price of the various
zones; in this situation there will be the application of a specific fee for using the
transport capacity (CCT) for the volume of electricity reserved to bilateral contracts; in
2004 this fee generally represented a charge for production in the north zones, where
there is an oversupply, and a revenue for production in the south zone.
■ The discipline of the exchange of electricity under bilateral agreements with monthly
settlement of the related economic items was maintained.
■ Plants powered by renewable sources and cogeneration plants are given distribution
priority as envisaged by Legislative Decree no. 79/99; this priority, even if of a lower level,
is acknowledged also for plants which supply the grid with power reserved to bilateral
agreements whose programming is considered the same as zero price sale proposals.
In the context described above, the introduction of two different price formation
mechanisms, for supply and demand, and the related application of the CCT fee in the
case of grid congestion, as well as the co-existence of two mechanisms to regulate the
power produced and consumed in Italy, on an hourly basis in the case of power traded
on the Power Exchange and on a monthly basis for power disciplined by bilateral
agreements, encouraged opportunistic behaviour by some market operators to the
detriment of others.
This forced the AEEG to make adjustments which have not always given the desired results.
The impact of the CCT fee was particularly significant. This fee had an extremely variable
■
22
ENIPOWER
BALANCE SHEET 2004
DEVELOPMENTS IN EVOLUTION
OF THE REGULATORY FRAMEWORK
evoluzione
del quadro normativo
Nella prima parte dell'anno 2004 si è concretizzato uno dei passaggi fondamentali nell'ambito del processo
di liberalizzazione del mercato elettrico, atteso da oltre tre anni: l'avvio del dispacciamento di merito
economico, nel quale l'ordine di entrata in funzione degli impianti produttivi è determinato sulla base di
offerte di quantità e prezzi, regolati attraverso la cosiddetta “Borsa dell'elettricità”. Dopo una fase iniziale
governata dalla disciplina di scambio e bilanciamento dell'energia elettrica venduta attraverso contratti
bilaterali sul mercato libero secondo i meccanismi introdotti dalla delibera dell'Autorità per l'Energia
Elettrica e il Gas (AEEG) n. 27/03, e dallo STOVE (Sistema transitorio delle offerte di vendita) per
l'approvvigionamento dell'energia elettrica destinata ai clienti del mercato vincolato, il 1° aprile 2004 il
Gestore del Mercato Elettrico ha dato avvio alle contrattazioni nella “Borsa dell'elettricità”, organizzata
secondo regole approvate con D.M. del 19 dicembre 2003, mentre il Gestore della Rete di Trasmissione
Nazionale (GRTN) ha attivato il dispacciamento di merito economico, come definito per l'anno 2004 dalla
delibera dell'AEEG 48/04. A partire da tale data, il mercato elettrico nazionale ha avuto la seguente
connotazione:
■
La partecipazione attiva al mercato, comunque facoltativa, è stata limitata ai produttori titolari di impianti
di grandi dimensioni, con un mercato organizzato su tre distinte sessioni: Mercato del Giorno Prima,
Mercato di Aggiustamento e Mercato dei Servizi di Dispacciamento. Conseguentemente, le altre
produzioni e le importazioni sono state necessariamente collocate sul mercato attraverso la
contrattazione bilaterale.
L'assunzione di un ruolo attivo nel mercato da parte della domanda, annunciato
dall'AEEG con la delibera n. 168/03, ha subito dei ritardi ed il ruolo di unica controparte
in qualità di acquirente è stato affidato al GRTN S.p.A..
■ La formazione dei prezzi di mercato, determinati per ogni ora, è basata sul prezzo
marginale di sistema nei Mercati del Giorno Prima e di Aggiustamento, dove ciascun
operatore riceve il prezzo più alto accettato in tali mercati, mentre nel Mercato dei
Servizi di Dispacciamento ciascun operatore riceve il prezzo dichiarato nella propria
offerta.
■ In caso di congestioni di rete, il mercato viene diviso in zone caratterizzate da prezzi di
vendita diversi, mentre il prezzo di acquisto rimane unico a livello nazionale (Prezzo
Unico Nazionale o abbreviato PUN) ed è determinato come media dei prezzi di vendita
delle varie zone; in tali circostanze è prevista l'applicazione di uno specifico
corrispettivo per l'utilizzo della capacità di trasporto (CCT) ai quantitativi di energia
elettrica destinata ai contratti bilaterali; tale corrispettivo nel 2004 è stato in genere un
onere per le produzioni in zona Nord, che presenta eccesso di offerta, ed un ricavo per
le produzioni in zona Sud.
■ E' stata mantenuta la disciplina dello scambio dell'energia elettrica destinata ai
contratti bilaterali, con regolazione su base mensile delle relative partite economiche.
■ Agli impianti alimentati da fonti rinnovabili e a quelli di cogenerazione è riconosciuta
la priorità di dispacciamento prevista dal Decreto Legislativo n. 79/99; tale priorità,
anche se di livello inferiore, è riconosciuta anche agli impianti che immettono in rete
energia destinata a contratti bilaterali, la cui programmazione è equiparata ad offerte
di vendita a prezzo nullo.
Nel quadro generale appena descritto l'introduzione di due diversi meccanismi di
formazione del prezzo, lato offerta e lato domanda, e la correlata applicazione del
corrispettivo CCT in caso di congestioni di rete, nonché la coesistenza di due meccanismi
■
23
ENIPOWER
BILANCIO 2004
EVOLUZIONE DEL QUADRO NORMATIVO
trend over time and reached very high maximum values (Euro 60 per megawatt-hour in
some zones and for some hours), penalizing above all operators with plants in the north
zone and electricity importers from the north frontier. This fee was introduced in the
period following the stipulation of sales contracts for 2004, making the recovery of the
charges a critical problem. For these reasons, some operators, including your Company,
have lodged appeals with the Regional Administrative Court (TAR) of Lombardy against
all the provisions regarding the CCT. The AEEG subsequently passed Ruling No. 137/04
but many operators considered this ruling damaging as well and it is also subject to
appeal with the TAR. Indeed, this new ruling sets a maximum ceiling of Euro 2 per
megawatt-hour as the value of the CCT charge which can be applied on average to the
entire quantity of electricity supplied to the grid by an operator in the August-December
2004 period; any fee paid in excess would be reimbursed by GRTN S.p.A. and charged to
consumers at the end of March 2005.
To remedy the anomalies arising from the opportunistic behaviour of some operators
owing to the co-existence of the above-mentioned mechanisms of regulating the energy
produced and consumed throughout Italy, with Ruling No. 122/04 the AEEG redefined the
method for calculating the price of the electricity reserved to exchange contracts and, as
of 1 October 2005, a “non-arbitration fee” will be introduced which will render the choice
made by an operator to regulate input on the basis of the Power Exchange rather than on
bilateral contracts pointless both for individual operators and for the system as a whole.
Again, as regards provisions which have created tension on the electricity market,
reference is made to AEEG Ruling No. 5/04, effective as of February 2004, which
reorganized the hourly time bands upon start-up of the economic merit based
dispatching system which has resulted in electricity having a different value in different
periods of the year. This change was not favourably considered by the operators also
because it was made during the year when supply contracts had already been stipulated
on the basis of previous regulations; some end customers lodged appeals with the TAR of
Lombardy which decided in its annulment until the end of July 2004 with a judgement
which was however firstly suspended and then annulled by the Council of State.
The regulatory process introduced with Law no. 239/2003 continued according to plan.
This process will lead to the unification of ownership and management of the national
transmission grid, justified by the need for greater efficiency, safety and reliability of the
power system.
This unification, whose implementation criteria, processes and conditions have been
established by Council of Ministers' Decree of 11 May 2004, is scheduled for the end of
October 2005 through the transfer of the management activities currently carried out by
GRTN S.p.A. to TERNA S.p.A., controlled by Enel S.p.A. (almost the sole owner of the
transmission grid) and will be followed by the privatisation of the subject resulting from
said unification because Enel S.p.A. is bound by a participation limit of 20%. In this context
there is also the possibility completely unificate of the national transmission grid with
aggregation in TERNA S.p.A. of the parts of grid belonging to other operators.
Another important element of the “second deregulation stage” is the re-confirmation of
the Single Buyer, the subject entitled to buy electricity for the regulated market a long
debated role now considered fundamental to limit the risk of price volatility on this
market, a risk which as of this year has adequate coverage procedures. Indeed, “difference
contracts” have been drawn up between the Single Buyer and the electricity operators; i.e.
financial contracts which regulate the differences between the set price (strike price) and
the prices formed on the Power Exchange.
At the end of August 2004, after almost two years of work, Law no. 239 was promulgated,
to implement the Marzano Bill on the “Reorganization of the energy sector and delegation
of power to the Government to redraft energy related provisions”.
Besides introducing measures regarding the construction of new power plants and
transmission grids, the law sets the date of 1 July 2007 as the deadline for the definitive
opening up of the domestic electricity market to all residential users. It also establishes
that the production of heat in cogeneration plants for civilian remote heating
applications is entitled to the issue of green certificates for the quota of thermal energy
actually used for remote heating purposes.
Following complex negotiations, the market rules for 2005 were defined towards the end
of the year.
24
ENIPOWER
BALANCE SHEET 2004
di regolazione dell'energia prodotta e consumata sul territorio, su base oraria per l'energia
che transita in Borsa, su base mensile per quella regolata da contratti bilaterali, hanno
favorito comportamenti opportunistici di alcuni operatori di mercato a danno di altri; ciò
ha indotto l'AEEG a successivi aggiustamenti che non sempre hanno dato l'esito sperato.
Particolarmente significativo è stato l'impatto del corrispettivo CCT, che ha avuto un
andamento estremamente variabile nel tempo ed ha raggiunto valori massimi molto
elevati, superiori a 60 euro per megawattora in alcune zone e per alcune ore, penalizzando
in particolar modo gli operatori con impianti in zona Nord e gli importatori di energia
elettrica dalla frontiera Nord. L'introduzione di tale corrispettivo è intervenuta in periodo
successivo alla stipula dei contratti di vendita relativi al 2004, rendendo critico il recupero
degli oneri imposti. Per tali motivi, alcuni operatori, tra cui la Vostra Società, hanno
notificato ricorsi al Tribunale Amministrativo Regionale (TAR) della Lombardia contro
tutti gli atti normativi riguardanti il CCT; successivamente, l'AEEG è intervenuta con la
delibera 137/04, ritenuta però anch'essa lesiva da numerosi operatori e oggetto di ricorsi
al TAR, la quale pone un tetto massimo di 2 euro per megawattora al valore dell'onere per
CCT che può mediamente gravare sull'intero quantitativo di energia elettrica immessa in
rete da un operatore nel periodo agosto-dicembre 2004; la parte di corrispettivo
eventualmente pagata in eccesso verrebbe rimborsata dal GRTN S.p.A. e posta a carico dei
consumatori a fine marzo 2005.
Per ovviare alle anomalie scaturite da comportamenti opportunistici degli operatori
conseguenti alla coesistenza dei predetti due meccanismi di regolazione dell'energia
prodotta e consumata sul territorio, con la delibera 122/04 l'AEEG ha ridefinito il metodo
di calcolo del prezzo dell'energia elettrica oggetto dei contratti di scambio ed ha
introdotto, con decorrenza 1° ottobre 2005, un “corrispettivo di non arbitraggio”
destinato a rendere ininfluente, per il singolo operatore e per il sistema nel suo complesso,
la scelta fatta da un operatore di regolare le proprie immissioni in Borsa piuttosto che
tramite contratti bilaterali.
Sempre in tema di provvedimenti che hanno creato tensioni nel mercato elettrico, si
richiama la delibera AEEG n. 5/04, entrata in vigore a febbraio 2004, che ha introdotto una
riorganizzazione delle fasce orarie, contestuale all'avvio del dispacciamento di merito
economico, la quale ha comportato una diversa valorizzazione dell'energia elettrica nei
vari periodi dell'anno. Tale cambiamento è stato male accolto dagli operatori, anche
perché intervenuto in corso d'anno a contratti di fornitura già stipulati in base alle regole
precedenti, ed alcuni clienti finali, hanno notificato ricorsi al TAR della Lombardia
ottenendone l'annullamento a fine luglio 2004, con sentenza che è stata però dapprima
sospesa e poi annullata dal Consiglio di Stato.
Prosegue, secondo il programma prestabilito, l'iter normativo, avviato dal Decreto Legge
n. 239/2003, che porterà alla riunificazione tra proprietà e gestione della rete di
trasmissione nazionale, motivata da esigenze di maggiore efficienza, sicurezza e
affidabilità del sistema elettrico. Tale riunificazione, i cui criteri, modalità e condizioni di
attuazione sono stati fissati con DPCM dell'11 maggio 2004, è prevista che avvenga entro
la fine di ottobre 2005 mediante il conferimento delle attività gestionali attualmente
svolte dal GRTN S.p.A. a TERNA S.p.A., controllata da Enel S.p.A. e proprietaria della quasi
totalità della rete di trasmissione, e sarà seguita dalla privatizzazione del soggetto
risultante dalla riunificazione stessa, essendo stato posto un limite di partecipazione del
20% all'Enel S.p.A.; in tale ambito, è anche prevista la possibilità di una completa
unificazione della rete di trasmissione nazionale, con aggregazione in TERNA S.p.A. delle
porzioni di rete di proprietà di altri operatori.
Altro elemento importante del disegno della "seconda fase di liberalizzazione" è la
riconferma dell'Acquirente Unico, il soggetto abilitato ad acquistare energia elettrica per
il mercato vincolato. Una figura, a lungo dibattuta, ora ritenuta d'importanza
fondamentale per contenere il rischio di volatilità del prezzo in tale mercato, rischio che
trova da quest'anno modalità di copertura adeguate: sono stati infatti attivati i “contratti
alle differenze” tra l'Acquirente Unico e gli operatori elettrici, contratti cioè di tipo
finanziario che regolano le differenze tra il prezzo prefissato (prezzo strike) ed i prezzi che
si formano nella Borsa elettrica.
A fine agosto 2004, dopo un iter durato quasi due anni, è stata emanata la Legge n. 239 che
attua il Disegno di Legge Marzano sul “Riordino del settore energetico, nonché delega al
Governo per il riassetto delle disposizioni vigenti in materia di energia”.
25
ENIPOWER
BILANCIO 2004
These new rules introduce the following new principles:
■ Active and optional participation of demand on the Power Exchange limited to Dayahead Market sessions.
■ Introduction of facilitated transitory procedures to valorise consumption unit
imbalances in order to grant the subjects responsible for demand the time needed to
refine their withdrawal forecast capacity.
■ Definitive abandonment of the concept of the monthly exchange of electricity
withdrawn by end customers.
■ Extension to small-sized plants of the possibility of operating on the Power Exchange
and introduction of flexibility mechanisms which allow the sale of imported electricity
to the Power Exchange.
■ Introduction of financial instruments to cover the risk of volatility of the so-called CCT
fee instead of making structural changes to the sector, which your Company had hoped
for, aimed at abrogating the application of said fee.
At the same time, in the final ruling of the AEEG issued in 2004, updates and refinements
have been made to the market power control tools for the supply of electricity
considered necessary given the presence of an effectively dominant operator, Enel S.p.A.,
which, as highlighted in the results of the study carried out by the AEEG and the Antitrust authority on the status of the sector deregulation process, in the period from April
to September 2004 had the power to set the wholesale price throughout national
territory, islands included, for a total of 95% of the hours.
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ENIPOWER
BALANCE SHEET 2004
Oltre ad introdurre disposizioni relative alla costruzione di nuove centrali elettriche e reti
di trasmissione, il provvedimento fissa la data del 1° luglio 2007 per la definitiva apertura
del mercato elettrico nazionale a tutte le utenze domestiche. Stabilisce inoltre che la
produzione di calore per teleriscaldamento cittadino in impianti di cogenerazione ha
diritto all'emissione di certificati verdi per la quota di energia termica effettivamente
utilizzata nel teleriscaldamento stesso.
Nell'ultima parte dell'anno, dopo un'articolata fase di consultazione, sono state definite le
regole di mercato per l'anno 2005, le cui principali novità sono:
■ Partecipazione attiva e facoltativa della domanda alla Borsa limitatamente alle sessioni
del Mercato del Giorno Prima.
■ Introduzione di modalità transitorie agevolate per la valorizzazione degli
sbilanciamenti delle unità di consumo, al fine di concedere ai soggetti responsabili
della domanda il tempo necessario ad affinare le proprie capacità di previsione dei
prelievi.
■ Definitivo abbandono dell'istituto dello scambio su base mensile dell'energia elettrica
prelevata dai clienti finali.
■ Estensione agli impianti di piccole dimensioni della possibilità di operare in Borsa ed
introduzione di meccanismi di flessibilità che consentono, in particolare, di cedere alla
Borsa l'energia elettrica di importazione.
■ Introduzione di strumenti finanziari di copertura contro il rischio di volatilità del
corrispettivo cosiddetto CCT, invece dell'adozione di interventi strutturali
sull'organizzazione del settore, auspicati anche dalla Vostra Società, volti ad abrogare
l'applicazione di tale corrispettivo.
Allo stesso tempo, con l'ultima delle Delibere dell'AEEG emanate nel 2004, sono stati
aggiornati e resi più sofisticati gli strumenti di controllo del potere di mercato
nell'offerta di energia elettrica, considerati necessari data la presenza di un operatore
effettivamente dominante, Enel S.p.A., che, come risulta dall'esito dell'indagine
conoscitiva sullo stato della liberalizzazione del settore elettrico condotta dall'AEEG e
dall'Autorità garante della concorrenza e del mercato, nel periodo aprile-settembre
2004 è risultato avere la capacità di fissare il prezzo all'ingrosso in tutto il territorio
nazionale, isole escluse, nel 95% delle ore.
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ENIPOWER
BILANCIO 2004
trend of operations
During the year your Company mainly produced and sold electricity and steam for industrial uses. Other
less significant sales regarded services, compressed air and water treated for industrial uses.
The quantity of electricity sold in 2004 was 13,683 gigawatt-hour, 8,132 gigawatt-hour more than in 2003
(5,551 gigawatt-hour); this increase is fully attributable in full to the start-up of the three units at Ferrera
Erbognone and two new units at Ravenna. The main client, not counting the subsidiary EniPower Trading
S.p.A., is Gestore della Rete di Trasmissione Nazionale S.p.A. to which 1,925 gigawatt-hour were sold, equal
to 14% of the total quantity (1,751 gigawatt-hour, equal to 32% of the quantities sold in 2003). Customers
in self-consumption regime, located at sites where the plants have been built, were sold a total of 2,615
gigawatt-hour, equal to 19% of the total quantities (2,147 gigawatt-hour, equal to 38% of the quantities sold
in 2003); the most important of these are the Eni Group companies, above all Polimeri Europa S.p.A. and
Eni S.p.A.. Refining & Marketing Division. The quantity of electricity sold to the subsidiary EniPower Trading
S.p.A., which then sold said electricity to eligible customers on the open market, amounted to 7,088
gigawatt-hour, 52% of the total (1,653 gigawatt-hour in 2003, 30% of the total). Moreover, starting from 1
April 2004, with the start of transactions on the “Power Exchange”, EniPower S.p.A. sold electricity to the
Operator of the Electricity Market for a total of 2,055 gigawatt-hour, equal to 15% of the total. As can be seen,
the sales mix is changing, with a substantial increase in quantities sold to the subsidiary EniPower Trading
S.p.A. and the start of sales to the Power Exchange, while the incidence of sales to GRTN S.p.A. and site
customers in self-consumption regime is decreasing. Your Company's share of the net national production
of electricity is approximately 4.5%.
Distribution of sales of electricity by client type
The quantities of steam sold in 2004 amounted to 9,719,000 tons (9,303,000 tons in 2003)
and, like the other utilities, above all treated water and compressed air, were used
exclusively by customers located at the sites of the plants (mainly Eni Group companies).
The level of utilization of the plants' production capacity, calculated on the installed
thermal power (including the "cold stand-by” plants) was on average 57%, in line with the
normal level of utilization of thermoelectric and cogeneration plants.
Sales of steam (kt)
12.000
2004
2003
10.000
8.000
6.000
4.000
2.000
GRTN 32%
2003
2004
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ENIPOWER
BALANCE SHEET 2004
TREND OF OPERATIONS
Site clients 38%
EniPower Trading 30%
GRTN 14%
Site clients 19%
GME 15%
andamento operativo
Nel corso dell'esercizio la Vostra Società ha prodotto e venduto principalmente energia elettrica e vapore per usi
industriali. Altre vendite minori riguardano servizi, aria compressa e acque trattate per usi industriali.
La quantità di energia elettrica venduta nel 2004 è stata di 13.683 gigawattora, superiore di 8.132 gigawattora
rispetto alla quantità di energia elettrica venduta nel 2003 (5.551 gigawattora); l'incremento è interamente
attribuibile all'entrata in esercizio dei tre gruppi di Ferrera Erbognone e dei due gruppi di Ravenna. Il cliente
principale, dopo la controllata EniPower Trading S.p.A., è il Gestore della Rete di Trasmissione Nazionale S.p.A. a
cui sono stati venduti 1.925 gigawattora, pari al 14% delle quantità totali (1.751 gigawattora, pari al 32% delle
quantità vendute nel 2003). Ai clienti in regime di autoconsumo, ubicati nei siti in cui si trovano le centrali, sono
stati venduti complessivamente 2.615 gigawattora, pari al 19% delle quantità totali (2.147 gigawattora, pari al
38% delle quantità vendute nel 2003) e fra questi i più significativi sono le società del Gruppo Eni, in particolare
Polimeri Europa S.p.A. ed Eni S.p.A. Divisione Refining & Marketing. Le quantità di energia elettrica vendute alla
controllata EniPower Trading S.p.A., che poi rivende ai clienti idonei del libero mercato, ammontano a 7.088
gigawattora, pari al 52% del totale (1.653 gigawattora nel 2003, pari a circa il 30% del totale). Inoltre, dal 1° aprile
2004, con l'avvio delle contrattazioni nella “Borsa dell'elettricità”, EniPower S.p.A. ha venduto energia elettrica
al Gestore del Mercato Elettrico per totali 2.055 gigawattora, pari al 15% del totale. Come si nota si sta
modificando il mix di vendite, con un consistente incremento delle quantità vendute alla controllata EniPower
Trading S.p.A. e l'inizio delle vendite alla Borsa dell'elettricità, mentre si riduce l'incidenza percentuale delle
vendite al GRTN S.p.A. e ai clienti di sito in regime di autoconsumo. La quota della produzione della Vostra
Società sulla produzione netta nazionale di energia elettrica è di circa il 4,5%.
Ripartizioni delle vendite di energia elettrica fra tipologie di clienti
I quantitativi di vapore venduto nel 2004 ammontano a 9.719.000 tonnellate (9.303.000
tonnellate nel 2003) e servono esclusivamente clienti ubicati nei siti delle centrali
(prevalentemente società del Gruppo Eni), così come le altre utilities, essenzialmente
acque trattate e aria compressa.
Il grado di utilizzo della capacità produttiva degli impianti, calcolato sulla potenza
termica installata (inclusi gli impianti tenuti a “riserva fredda”), è stato mediamente di
circa il 57%, in linea con il normale livello di utilizzo per la tipologia degli impianti
termoelettrici a cogenerazione.
Vendite vapore (kt)
12.000
2004
2003
10.000
8.000
6.000
4.000
2.000
GRTN 32%
Clienti di sito 38%
GRTN 14%
Clienti di sito 19%
GME 15%
2003
2004
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BILANCIO 2004
ANDAMENTO OPERATIVO
investments
The 2005-2008 four year plan envisages the construction and completion of twelve new combined cycle
plants which by 2008 will increase the installed production capacity to approximately 5,300 megawatt, for
a total estimated financial outlay of approximately Euro 2.2 billion.
Of the above-stated combined cycle plants, five are already in operation (at Ferrera Erbognone (PV) and
Ravenna). In particular the two Mantua units and the first Brindisi unit have already ignited the “first firing”
while construction of the other two units at Brindisi is at an advanced stage. Works have also started to build
other two combined cycle units which will be carried out by the subsidiary EniPower Ferrara S.r.l. (S.E.F.) in
Ferrara.
With the exception of the third Ferrera Erbognone unit which has a power of 250 megawatt and which will
be supplied partly by natural gas and partly by refinery gas, all the other units are the same, each with a
power of around 390 megawatt, consisting of a turbine supplied with natural gas (manufactured by
Ansaldo Energia S.p.A. and Siemens technology), a recovery boiler (manufactured by Nooter/Eriksen-CCT
S.r.l.) which supplies a steam turbine (also manufactured by Ansaldo Energia S.p.A.). The engineering is by
Snamprogetti S.p.A..
These are all high efficiency plants and, to date, they are among the best available on the market.
In 2004 investments in tangible fixed assets amounted to Euro 361,231 thousand. The
most significant were those in new combined cycle plants (Euro 321,278 thousand), plus
the financial charges capitalized on the various projects (20,938 thousand); other
“maintenance” investments in tangible fixed assets amounted to Euro 19,015 thousand.
The situation of each project, given in decreasing order of state of progress, is illustrated
below.
Ferrera Erbognone
The work-site was opened on 26 August 2001 and officially inaugurated on 14 May 2002.
During 2002 the project was granted all the construction and operating permits for the
new 1,030 megawatt plant comprising three cogeneration units, of which two of 390
megawatts supplied with natural gas and one 250 megawatt unit supplied also with
refinery gas. The engineering, construction and supply works have been completed.
The first unit was handed over (Provisional Acceptance Certificate) on 27 October 2003;
the second unit was handed over on 20 February 2004 while the provisional acceptance
certificate (PAC) for the final unit was issued on 19 June 2004.
It could be said that the new Ferrera Erbognone plant has been completed and on 14
May 2004 the first new plant built in Italy following market deregulation was officially
inaugurated.
The activities related to the modification requested by the client “Air Liquide”, the
works related to the arborisation and finishing touches to the plant, plus the
formalisation of modifications to engineering and boiler supply contracts, originally
envisaged during 2004, will be carried out during 2005.
All the works linked to the start-up of the third unit supplied with refinery gas are
planned to begin in the autumn of 2005, scheduled completion date of the production
plant for this gas.
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ENIPOWER
BALANCE SHEET 2004
INVESTMENTS
investimenti
Nel piano quadriennale 2005-2008 si prevede la costruzione e il completamento di dodici nuovi impianti a
ciclo combinato che consentiranno di portare nel 2008 la capacità produttiva installata a circa 5.300
megawatt, con un esborso finanziario complessivo stimato in circa 2,2 miliardi di euro.
Dei sopraccitati impianti a ciclo combinato cinque sono già in esercizio e sono quelli di Ferrera Erbognone
(PV) e Ravenna; in particolare i due gruppi di Mantova e il primo gruppo di Brindisi hanno già effettuato
l'accensione del “primo fuoco” mentre per gli altri due gruppi di Brindisi la costruzione è in fase di
realizzazione avanzata. Sono stati avviati inoltre i lavori per la costruzione di altri due gruppi a ciclo
combinato, che saranno realizzati dalla società controllata Società EniPower Ferrara s.r.l. (S.E.F.), a Ferrara.
Fatta eccezione per il terzo gruppo di Ferrera Erbognone che ha una potenza di 250 megawatt e che sarà
alimentato in parte a gas naturale e in parte a gas di raffineria, tutti gli altri gruppi sono omogenei, con una
potenza di circa 390 megawatt ciascuno, composti da una turbina alimentata a gas naturale (di fabbricazione
Ansaldo Energia S.p.A. e tecnologia Siemens), una caldaia a recupero (di fabbricazione Nooter/Eriksen-CCT
S.r.l.) che alimenta una turbina a vapore (anche questa di fabbricazione Ansaldo Energia S.p.A.). L'ingegneria
è eseguita dalla società Snamprogetti S.p.A..
Gli impianti sono tutti a elevato rendimento e, a oggi, sono tra i migliori disponibili sul mercato.
Nel 2004 gli investimenti in immobilizzazioni materiali ammontano a complessivi 361.231
migliaia di euro. I più rilevanti sono quelli per i nuovi impianti a ciclo combinato che
ammontano a 321.278 migliaia di euro, a cui vanno aggiunti gli oneri finanziari capitalizzati sui
vari progetti (20.938 migliaia di euro); gli altri investimenti “di mantenimento” in
immobilizzazioni materiali ammontano a 19.015 migliaia di euro. Si passa, di seguito, all'esame
della situazione di ciascun progetto, posti in ordine decrescente di stato d'avanzamento.
Ferrera Erbognone
Il cantiere è stato aperto il 26 agosto 2001 e inaugurato ufficialmente il 14 maggio 2002.
Nel corso del 2002 il progetto ha completato l'ottenimento di tutte le autorizzazioni alla
realizzazione ed esercizio della nuova centrale da 1.030 megawatt composta da tre gruppi
cogenerativi, di cui due da circa 390 megawatt alimentati a gas naturale e uno da 250
megawatt alimentato anche da gas di raffineria. Le attività di ingegneria, le costruzioni e
le forniture sono state ultimate. La consegna del primo gruppo (Provisional Acceptance
Certificate - PAC) è avvenuta il 27 ottobre 2003; la consegna del secondo gruppo è avvenuta
20 febbraio 2004, mentre la certificazione di accettazione provvisoria (PAC) dell'ultimo
gruppo è stata emessa in data 19 giugno 2004. La nuova centrale di Ferrera Erbognone si
può definire sostanzialmente realizzata e il 14 maggio 2004 è stata eseguita
l'inaugurazione ufficiale di quella che risulta essere la prima nuova centrale realizzata in
Italia dopo l'apertura del mercato elettrico. Nel corso del 2005 rimangono da completare
le attività relative alla variante chiesta dal cliente “Air Liquide”, le opere relative alla
arborizzazione nonché le finiture di impianto, in aggiunta ad attività di regolarizzazione
delle varianti ai contratti di ingegneria e di fornitura delle caldaie, originariamente
previste nel corso dell'esercizio 2004. Tutte le attività connesse alla messa in servizio del
terzo gruppo con alimentazione a gas di raffineria sono altresì pianificate a partire
dall'autunno 2005, data di prevista ultimazione dell'impianto di produzione di tale gas.
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ENIPOWER
BILANCIO 2004
INVESTIMENTI
At 31 December 2004 the cumulative economic progress of the plant, including the longdistance line, stood at around 98% of the estimated total cost.
Ravenna
The work-site was opened in September 2001 and officially inaugurated on 9 July 2002.
The project obtained the Environmental Impact Assessment decree in June 2002 and
authorisation was obtained from the Ministry of Production Activities in November 2002.
The new plant comprises two, 390 megawatt cogeneration units supplied with natural gas.
The engineering, construction and supply works have been completed. The Provisional
Acceptance Certificate of the first unit was issued on 15 March 2004 and the one for the
second unit on 24 June 2004, ahead of schedule.
At 31 December 2004 the cumulative economic progress of the plant, including the longdistance line, was around 94% of the estimated total cost.
Mantua
The new plants comprise two, 390 megawatt units, supplied with natural gas. The project
obtained the Environmental Impact Assessment decree in December June 2002 and the
authorisation of the Ministry of Production Activities was obtained in June 2003. The
engineering and material supply activities are almost completed (99.9%) while
construction has reached 95.5%.
The “first firing” of the first unit was ignited on 25 October 2004 and the first electricity
was supplied to the transmission grid on 13 November 2004. The P.A.C. was issued on 25
February 2005.
Hand-over of the second unit is scheduled for May 2005. The agreements in being
stipulated in May 2002 with the municipal company TEA S.p.A. from Mantua envisage a
call option, based on the equity value, for a maximum share of 20% of the company's share
capital (EniPower Iniziative Industriali S.p.A could be used for this purpose) which will
receive from EniPower S.p.A. the business line comprising the present thermoelectric
plant and the new plant being constructed along with the related authorizations. The
transfer should take place during 2005.
At 31 December 2004 the economic progress of the plant, including the long-distance line,
was around 81%.
Brindisi
The work-site was opened in December 2002 and was officially inaugurated on 15 July
2003. This new plant comprises three 390 megawatt cogeneration units supplied with
natural gas.
The project obtained the Environmental Impact Assessment decree in November 2002,
authorization of the Ministry of Production Activities and building permission in April
2003; the “first firing” of the first unit was ignited on 13 December 2004 and production
is scheduled to start within the first half-year of 2005. Start-up of the second and third
units is scheduled for the end of 2005 and April 2006 respectively. Engineering activities
(98.9% completed), the supply of materials and contract work (99.1% completed),
construction (69.5% completed) and start-up (25.7% completed) are underway.
At the end of 2004 the economic progress of the plant, including the plant and longdistance line, was around 73%.
Ferrara
The project regards the subsidiary S.E.F. S.r.l. which is building a new plant comprising two
390 megawatt units (of which only one cogeneration), supplied with natural gas. The
project obtained the Environmental Impact Assessment decree in September 2002 and the
authorization of the Ministry of Production Activities was obtained in December 2002. In
December 2003 S.E.F. S.r.l. bought the land needed to build the new plant from Syndial
S.p.A. (formerly EniChem S.p.A.). Having taken over ownership of the land, S.E.F. S.r.l.,
subject to agreement with the local Authorities, began to prepare the work-site. In
February 2004 the Municipality of Ferrara granted S.E.F. S.r.l. permission to build the new
plant. In July 2004, with effective date 1 August 2004, Syndial S.p.A. transferred the branch
of the business at the Ferrara plant comprising the current thermoelectric plant (around
80 megawatt) and accessory plants.
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ENIPOWER
BALANCE SHEET 2004
INVESTMENTS
Al 31 dicembre 2004 l'avanzamento economico cumulativo dell'impianto, compreso
l'elettrodotto, è pari a circa il 98% del costo atteso totale.
Ravenna
Nel settembre 2001 è stato aperto il cantiere e inaugurato ufficialmente il 9 luglio 2002. Il
progetto ha ottenuto il decreto di Valutazione di Impatto Ambientale nel giugno 2002 e
l'autorizzazione del Ministero delle Attività Produttive nel novembre 2002. La nuova
centrale è composta da due gruppi cogenerativi da circa 390 megawatt ciascuno, alimentati
a gas naturale. Le attività di ingegneria, le costruzioni e le forniture sono state ultimate. Il
Provisional Acceptance Certificate del primo gruppo è stato emesso il 15 marzo 2004, quello
del secondo gruppo il 24 giugno 2004 in anticipo rispetto ai tempi previsti.
Al 31 dicembre 2004 l'avanzamento economico cumulativo dell'impianto, compreso
l'elettrodotto, è pari a circa il 94% del costo atteso totale.
Mantova
La nuova centrale è composta da due gruppi cogenerativi da circa 390 megawatt ciascuno,
alimentati a gas naturale; il progetto ha ottenuto il decreto di Valutazione di Impatto
Ambientale nel dicembre 2002 e l'autorizzazione del Ministero delle Attività Produttive
nel giugno 2003. Le attività di ingegneria e le forniture di materiali e appalti presentano
stati di avanzamento pari al 99,9%, la costruzione è a circa il 95,5%. Il 25 ottobre del 2004 è
stato effettuato il “primo fuoco” del primo gruppo e il 13 novembre 2004 è stata effettuata
la prima immissione di energia elettrica sulla rete di trasmissione. Il P.A.C. è stato emesso
il 25 febbraio 2005. Per il secondo gruppo invece la consegna è prevista entro maggio 2005.
Gli accordi in essere stipulati nel maggio 2002 con la società municipalizzata TEA S.p.A. di
Mantova, prevedono un diritto di opzione ad acquistare, in base al valore del patrimonio
netto, una quota fino a un massimo del 20% del capitale sociale di una Società (potrebbe
essere utilizzata allo scopo EniPower Iniziative Industriali S.p.A.) che riceverà da EniPower
S.p.A. il conferimento del ramo di azienda di Mantova, composto dall'attuale centrale
termoelettrica e dalla nuova centrale in costruzione con le relative autorizzazioni. Il
conferimento dovrebbe avvenire nel corso dell'esercizio 2005.
Al 31 dicembre 2004 l'avanzamento economico della commessa, elettrodotto incluso,
risulta essere pari a circa l'81%.
Brindisi
Il cantiere è stato aperto nel dicembre 2002 e ufficialmente inaugurato il 15 luglio 2003. Si
tratta di una nuova centrale composta da tre gruppi cogenerativi da circa 390 megawatt
ciascuno, alimentati a gas naturale; il progetto ha ottenuto il decreto di Valutazione di
Impatto Ambientale nel novembre 2002, l'autorizzazione del Ministero delle Attività
Produttive e la concessione edilizia nell'aprile 2003; il “primo fuoco” del primo gruppo è
stato acceso il 13 dicembre 2004 e l'entrata in esercizio è prevista entro il primo semestre
2005. Per il secondo e terzo gruppo le entrate in esercizio sono previste rispettivamente
entro fine 2005 e aprile 2006. Le attività di ingegneria sono state eseguite per circa il 98,9%,
le forniture di materiali e gli appalti per circa il 99,1%, la costruzione per circa il 69,5% e
l'avviamento per circa il 25,7%.
Al termine dell'esercizio 2004 l'avanzamento economico dell'intero progetto, inclusi
l'impianto e l'elettrodotto, risulta essere pari a circa il 73%.
Ferrara
Il progetto riguarda la società controllata S.E.F. S.r.l. che sta realizzando una nuova centrale
composta da due gruppi da 390 megawatt ciascuno (di cui solo uno cogenerativo),
alimentati a gas naturale; il progetto ha ottenuto il decreto di Valutazione di Impatto
Ambientale nel settembre 2002 e l'autorizzazione del Ministero delle Attività Produttive
nel dicembre 2002. Nel dicembre 2003 la S.E.F. S.r.l. ha acquistato da Syndial S.p.A. (già
EniChem S.p.A.) i terreni necessari per la realizzazione della nuova centrale. Avendo
acquisito la proprietà dei terreni S.E.F. S.r.l., previo accordo con le Autorità locali, ha potuto
avviare le opere di cantierizzazione. Nel febbraio 2004 il Comune di Ferrara ha rilasciato a
S.E.F. S.r.l. il permesso per la costruzione della nuova centrale. A luglio del 2004 con
efficacia 1° agosto 2004 è avvenuto il conferimento da parte di Syndial S.p.A. del ramo di
azienda sito nello stabilimento di Ferrara costituito dall'attuale centrale termoelettrica
33
ENIPOWER
BILANCIO 2004
INVESTIMENTI
The first unit is scheduled to go into operation by December 2006 while start-up of the
second unit is scheduled for April 2007.
Engineering works have been completed for around 26.4%, the supply of materials and
contract works for around 40.8%, construction for around 2.9%.
Investments in intangible and financial assets
Investments in intangible fixed assets refer mainly to the “First Industrial Cost” project
which, using an application in SAP R/3, allows the cost of the industrial production of
electricity and steam to be determined for each EniPower S.p.A. site. The project was
released in June 2003 and the investment as at 2004 amounted to Euro 1,417 Euro. There
is another investment of Euro 271 thousand related to the purchase of SAP user licenses.
Investments in 2004 in other IT projects for a total of Euro 231 thousand regard migration
of the SAP R/3 operating system to the “Linux” platform, Microsoft licenses, study of the
EAI architecture to improve management of the integration of EniPower S.p.A. systems,
the tool which simulates the Italian Power Exchange and, finally, software which simulates
the behaviour of the “gatecycle” combined cycle thermoelectric plants.
In total, investments in intangible assets amounted to Euro 1,526 thousand (Euro 406
thousand in 2003); this amount is represented by the difference between the abovementioned investments (Euro 1,919 thousand) less reversals made due to the lack of
investment conditions and therefore reimbursed during 2004 (Euro 393 thousand).
Investments in financial assets refer to increases in the capital of subsidiaries to cover
losses of Euro 10,879 (Euro 21,926 thousand in 2003) as well as the purchase of a 28.10%
shareholding in the consortium company Ravenna Servizi Industriali S.c.p.a. for Euro
1,686 thousand.
34
ENIPOWER
BALANCE SHEET 2004
INVESTMENTS
(potenza di circa 80 megawatt) e da impianti accessori.
L'entrata in esercizio del primo gruppo è prevista entro dicembre del 2006, mentre per il
secondo gruppo l'entrata in esercizio è prevista entro aprile 2007.
Le attività di ingegneria sono state eseguite per circa il 26,4% e le forniture di materiali e gli
appalti per circa il 40,8%, la costruzione è a circa il 2,9%.
Investimenti in immobilizzazioni immateriali e finanziari
Gli investimenti in immobilizzazioni immateriali riguardano prevalentemente il
progetto denominato “Costo Primo Industriale” che permette, attraverso l'attivazione di
un applicativo in SAP R/3, di determinare il costo di produzione industriale di energia
elettrica e vapore per ciascun sito di EniPower S.p.A.. Il progetto è entrato in produzione
nel giugno 2003 e l'investimento relativo al 2004 per tale progetto è stato di 1.417 migliaia
di euro. Vi è inoltre un investimento per 271 migliaia di euro relativo all'acquisto di alcune
licenze d'uso SAP.
Gli investimenti del 2004 in altri progetti informatici per complessivi 231 migliaia di euro
riguardano la migrazione del sistema operativo dell'ambiente SAP R/3 su piattaforma
“Linux”, le licenze Microsoft, lo studio di architettura EAI atto a migliorare la gestione dei
flussi di integrazione tra i sistemi EniPower S.p.A., lo strumento di simulazione della Borsa
Elettrica Italiana ed infine il software di simulazione del comportamento degli impianti
termoelettrici a ciclo combinato “gatecycle”.
Nel complesso gli investimenti in immobilizzazioni immateriali ammontano a 1.526
migliaia di euro (406 migliaia di euro nel 2003); tale importo è rappresentato dalla
differenza tra gli investimenti già citati (1.919 migliaia di euro) diminuiti dagli storni
effettuati per il venir meno del presupposto d'investimento e pertanto spesati
nell'esercizio 2004 (393 migliaia di euro).
Gli investimenti in immobilizzazioni finanziarie si riferiscono ad aumenti di capitale
sociale di società controllate e coperture perdite per 10.879 migliaia di euro (21.926
migliaia di euro nel 2003), nonché all'acquisizione della quota del 28,10% nella società
consortile Ravenna Servizi Industriali S.c.p.a. per 1.686 migliaia di euro.
35
ENIPOWER
BILANCIO 2004
INVESTIMENTI
human resources
The employees on payroll of the company at 31 December 2004 totalled 525 (498 at 31 December 2003). The
employees seconded to EniPower S.p.A. from other group companies totalled 10 and one EniPower S.p.A.
employee is seconded to another company in the Group.
With reference to employees on payroll, we set out below the changes occurred during the year:
■
46 people were hired, of which 8 from other Group companies;
■
19 people terminated their employment contract for ordinary reasons (retirement, resignation, other).
We set out below the distribution by contractual qualification at 31 December 2004:
Category
2002
2003
2004
Directors
24
28
29
Managers
74
81
84
Office workers
134
173
206
Labourers
223
216
206
Total
455
498
525
And, in percentages:
% staff distribution
100%
80%
60%
40%
20%
2003
Directors
36
ENIPOWER
BALANCE SHEET 2004
HUMAN RESOURCES
2004
Managers
Office workers
Labourers
risorse umane
I dipendenti a ruolo della società al 31 dicembre 2004 sono 525 (498 al 31 dicembre 2003). I dipendenti
comandati presso EniPower S.p.A. da altre società del gruppo sono 10 e un dipendente di EniPower S.p.A.
è in comando presso altra società del Gruppo.
Con riferimento al personale a ruolo, nel corso dell'anno si sono verificati i seguenti movimenti di
personale:
■
46 persone sono state assunte, di cui 8 persone provenienti da altre società del Gruppo;
■
19 persone hanno risolto il rapporto di lavoro per cause ordinarie (pensionamento, dimissioni, altro);
La ripartizione per qualifica contrattuale al 31 dicembre 2004 è esposta nella seguente tabella:
Qualifica
2002
2003
2004
Dirigenti
24
28
29
Quadri
74
81
84
Impiegati
134
173
206
Operai
223
216
206
Totale
455
498
525
E, in forma grafica, nelle seguenti percentuali:
% ripartizione organici
100%
80%
60%
40%
20%
2003
Dirigenti
2004
Quadri
Impiegati
Operai
37
ENIPOWER
BILANCIO 2004
RISORSE UMANE
The year was characterised by the consolidation of organisational and structural set-ups
in line with the evolution of the production and commercial structure and in general with
the company's transition from engineering-oriented to business management-oriented
activities.
Considering the above the following should be noted:
■ the definition of the procedures plan which envisages gradual regulation of all the
company's critical processes. The plan is being developed and some procedures were
released during the year;
■ extension of the company's IT system to the Trading, Sales and Technical Management
areas. Each area was supplied with specific applications able to dialogue and therefore
to effectively respond to an integrated company management approach;
■ reinforcement of staff areas and in general of the company management programming
and control activities. In particular, the Engineering, Administration and Control
functions were significantly strengthened;
■ the Internal Audit unit was set up and the activities of the Supervisory Board started,
pursuant to Legislative Decree 231/01.
During 2004 the process continued to change the professional mix, moving towards more
highly qualified staff to support the business development process, consistently with the
Group methods and guidelines of the Efficiency and Development Recovery Programme
(RES programme).
A shift structure was introduced at head office for Trading unit personnel operating on the
electronic Power Exchange.
At the sites, agreements were reached with the Trade Union Organizations on the
organization of the work in relation to the management of new plants which allowed
gradual implementation of the planned structure as well as optimal management of the
start-up stages and productive alignment of the plants.
In 2004 training began at the Mantua and Brindisi plants in liaison with Eni Corporate
University S.p.A., aimed at the theoretical and practical preparation of the operators and
maintenance engineers of the new plants. The initiative involved around 170 employees.
Experimental training began on environmental aspects, organized in conjunction with
ENI S.p.A.'s HSE (Health, Safety and Environment) Department. The project, shared and
approved by the ENI S.p.A. Personnel Department, has the aim of disseminating the HSE
culture at all levels, defining a new model based on differentiated training paths which
take into consideration the specific nature of the role held by the resource and the sector
of origin.
In this context, EniPower S.p.A. was chosen as a pilot company to verify the feasibility and
applicative functionality of the training model.
These initiatives were held along with training on the new standards and institutional
training for directors, cadres and young graduates. As regards young graduates,
considering their numbers and the key role they hold in EniPower S.p.A., ad hoc courses
were held which focused on issues specific to EniPower S.p.A..
On 1 August 2004 the subsidiary S.E.F. S.r.l. received the business line of the Ferrara
thermoelectric plant which involved the transfer to the EniPower S.p.A. management of
64 resources. Under the managerial services agreement existing between EniPower S.p.A.
and S.E.F. S.r.l., the management and administration of S.E.F. S.r.l. personnel will now be
performed by EniPower S.p.A..
38
ENIPOWER
BALANCE SHEET 2004
HUMAN RESOURCES
L'anno si è fortemente caratterizzato dal consolidamento degli assetti organizzativi e
strutturali della società in coerenza con l'evoluzione della struttura produttiva e
commerciale ed in generale con il passaggio dell'azienda dalla fase di sviluppo
impiantistico alla fase di gestione del business.
In questa direzione vanno segnalati:
■ la definizione del piano delle procedure che prevede la progressiva regolamentazione
dei processi critici aziendali. Il piano è in fase di realizzazione ed alcune procedure sono
state rilasciate nell'anno;
■ l'estensione del sistema informativo aziendale nelle aree Trading, Commerciale e
Gestione Tecnica. Le singole aree sono state dotate di applicativi specifici, in grado
peraltro di dialogare e quindi di rispondere efficacemente ad una gestione aziendale
integrata;
■ il potenziamento delle aree di staff ed in generale delle attività di programmazione e
controllo della gestione societaria. In particolare sono state rafforzate in misura
consistente le funzioni di Amministrazione e Controllo e Ingegneria;
■ la costituzione dell'unità di Internal Audit di Società e l'avvio delle attività
dell'Organismo di Vigilanza ai sensi della D. Lgs. 231/01.
Nel 2004 è proseguito il processo di cambiamento del mix professionale verso figure a
maggiore qualificazione professionale destinate a supportare il processo di sviluppo del
business, in coerenza con le metodologie e gli indirizzi di Gruppo riferiti al Programma di
Recupero Efficienza e Sviluppo (programma RES).
In sede è stata definita e realizzata la struttura di gestione a turni nell'ambito del personale
della funzione Trading addetto alle transazioni della borsa elettrica.
Nei siti si sono raggiunti accordi sindacali sull'organizzazione del lavoro associata alla
gestione dei nuovi impianti, che hanno permesso un graduale avvicinamento alle
strutture obiettivo, nonché alla gestione ottimale delle fasi di avviamento e
all'allineamento produttivo degli impianti.
Nel 2004 si è realizzato presso gli stabilimenti di Mantova e Brindisi l'intervento
formativo, realizzato in collaborazione con Eni Corporate University S.p.A., finalizzato alla
preparazione teorico-pratica degli operatori di esercizio e manutenzione sui nuovi
impianti. L'iniziativa ha interessato circa 170 dipendenti.
E' stata inoltre avviata l'iniziativa sperimentale di formazione su aspetti ambientali
realizzata di concerto con la Direzione HSE (Salute, Sicurezza e Ambiente) di ENI S.p.A.. Il
progetto, condiviso e approvato dalla Direzione del Personale di ENI S.p.A., ha l'obiettivo
di diffondere la cultura HSE a tutti i livelli, definendo un nuovo modello basato su percorsi
formativi differenziati, che tengano conto delle specificità del ruolo ricoperto dalla risorsa
e del suo settore di appartenenza.
In questo contesto, EniPower S.p.A. è stata individuata come Società pilota per verificare
la fattibilità e funzionalità applicativa del modello di formazione.
Le iniziative citate si affiancano all'attività di formazione sulle nuove normative e alla
formazione istituzionale per Dirigenti, Quadri e giovani laureati. In particolare per
quanto riguarda quest'ultimo gruppo, in considerazione della consistenza e della criticità
che esso riveste in EniPower S.p.A., sono stati realizzati dei moduli ad hoc focalizzati sulle
tematiche specifiche di EniPower S.p.A..
Il 1° agosto 2004 la controllata S.E.F. S.r.l. ha ricevuto in conferimento il ramo d'azienda
della centrale termoelettrica di Ferrara che ha comportato il passaggio alla gestione
EniPower S.p.A. di 64 unità. Per effetto del contratto di prestazione di servizi manageriali
in essere tra EniPower S.p.A. e S.E.F. S.r.l., infatti le attività di gestione e amministrazione del
personale S.E.F. S.r.l. vengono svolte da EniPower S.p.A..
39
ENIPOWER
BILANCIO 2004
RISORSE UMANE
scientific
and technological research
Your Company does not possess structures dedicated to scientific and technological research. Such activities
are outsourced.
40
ENIPOWER
BALANCE SHEET 2004
SCIENTIFIC AND TECHNOLOGICAL
RESEARCH
ricerca scientifica
e tecnologica
La Vostra Società non dispone di strutture proprie dedicate all'attività di ricerca scientifica e tecnologica che
può essere eseguita in outsourcing.
41
ENIPOWER
BILANCIO 2004
RICERCA SCIENTIFICA
E TECNOLOGICA
health, safety
and the environment
With the involvement of the structures taking part in the production and commercial processes, the "Health,
Safety and Quality Assurance” function continued developing the company's Integrated Management
System. This activity includes the definition of system procedures (drawn up in accordance with the ISO
international standards, the principles of Legislative Decree 231/01 and the Eni S.p.A. and Eni S.p.A. Gas &
Power Division guidelines), the development of a training programme and subsequent auditing activities
aimed at monitoring performance and checking compliance with the standards set forth in law, the
company's top management and the parent company.
In the October - December 2004 period the Company principally considered to review the entire “passive
cycle” procedures. At the same time, a plan was defined for the issue of HSE related guidelines by way of
application of the Health, Safety and Environment management procedure issued on 1 June 2004.
During 2004 the audit plan was almost completed (more than 90%); special attention was paid to controls
of the work-sites of the new combined cycle plants. Ongoing training of personnel tasked with managing
the plants, along with supervisory activities, allowed the ISO 14001 certification to be confirmed at the
production sites and preparation for the subsequent EMAS declaration.
To better spread the HSE culture at all levels and with a view to continuous improvement, EniPower S.p.A. has
been identified as a pilot company for control of the feasibility and applicative functionality of the training
model promoted by the ENI S.p.A. HSE Department; the project was launched in November at the Ferrera
Erbognone plant as preparation of environmental certification and the subsequent EMAS declaration.
During 2004 the design stage of the "S.M.I.L." Industrial Health management system was
completed. This IT tool processes the company's environmental registers and the health
records of employees. The prototype of the e-learning package on noise was developed;
this will be applied in an experimental way at the Ravenna site.
During the last quarter an audit project was launched on the top management delegation
and responsibility system in terms of safety and the environment. In particular, as
environment- related crimes may soon be added to those already envisaged in Legislative
Decree 231/01, the aim of this project is to perform a risk assessment to check compliance
of the organisational structure with the system of company powers of attorney regarding
this issue.
A major aspect of the activities of EniPower S.p.A., following the evolution of EU and Italian
laws, is the EU Emission Trading system for quotas of CO2, which became effective on 1
January 2005 following approval of Directive 2003/87/EC. The European system must
reach the greenhouse gas reduction targets in an economically efficient way which, for
Italy, means a reduction 6.5% compared to the values measured in 1990.
For EniPower the construction of new plants and dismantling of old plants represents a
significant contribution to reaching the greenhouse gas reduction values. The new
engineering set-ups based on the use of natural gas will help limit the growth of the total
quantities of CO2 emitted by the EniPower S.p.A. plants following the increase in the
energy content of fuels burned.
In view of the allocation of emission quotas, in December 2004 all of EniPower S.p.A.'s
plants obtained greenhouse gas emission authorization granted under the Decree of
the General Directors of the Ministry of the Environment and the Ministry of
Production Activities and past and forecast information required to complete the
National Allocation Plan was communicated to the Environmental Protection and
Technical Services Agency (APAT).
42
ENIPOWER
BALANCE SHEET 2004
HEALTH, SAFETY
AND THE ENVIRONMENT
salute, sicurezza
e ambiente
Con il coinvolgimento delle strutture che intervengono nei processi produttivi e commerciali, la funzione
“Salute, Sicurezza e Assicurazione Qualità” ha proseguito nella realizzazione del Sistema di Gestione
Integrato della Società. Tale attività include, unitamente alla definizione delle procedure di sistema
(elaborate in conformità alle norme internazionali ISO, ai principi del D.Lgs 231/01 e alle linee guida di Eni
S.p.A. e dell'Eni S.p.A. Divisione Gas & Power), lo sviluppo di un programma di formazione e successive
attività di auditing volto a monitorare le performances e verificare la rispondenza agli standard richiesti
dalle leggi, dal vertice aziendale e dalla società controllante.
Nel periodo ottobre - dicembre 2004, la Società ha individuato come priorità la revisione dell'intero corpo
procedurale del “ciclo passivo”. Nel contempo è stato avviato il piano di emissione delle linee guida in campo
HSE in attuazione alla procedura di gestione di Salute, Sicurezza e Ambiente emessa il 1° giugno 2004.
Nel corso del 2004 è stato realizzato, per oltre il 90%, il piano di audit; particolare attenzione è stata posta nelle
verifiche dei cantieri dei nuovi impianti a ciclo combinato. La formazione continua del personale preposto
alla gestione degli impianti, unitamente all'attività di sorveglianza, hanno consentito il mantenimento delle
certificazioni ISO 14001 nei siti produttivi e la preparazione alla successiva dichiarazione EMAS.
Per meglio diffondere la cultura HSE a tutti i livelli e nella logica di un miglioramento continuo, EniPower S.p.A. è stata
individuata come Società pilota per la verifica della fattibilità e funzionalità applicativa del modello di formazione
promosso dalla Direzione HSE di ENI S.p.A.; nel mese di novembre il progetto è stato avviato nello stabilimento di
Ferrera Erbognone in preparazione alla Certificazione ambientale e alla successiva dichiarazione EMAS.
Nel corso del 2004 si è conclusa la fase progettuale del sistema informativo “S.M.I.L.” per la
gestione della Medicina del Lavoro; lo strumento consente l'elaborazione dei registri
ambientali di società e delle cartelle sanitarie dei dipendenti. E' stato inoltre realizzato il
prototipo del pacchetto e-learning sul rumore che prevede l'applicazione sperimentale
nel sito di Ravenna.
Nell'ultimo trimestre è stato avviato un progetto di verifica del sistema di deleghe e
responsabilità del vertice aziendale in materia di ambiente e sicurezza; in particolare,
poichè a breve, ai reati previsti dal D. Lgs. 231/01 si potrebbero aggiungere anche quelli di
natura ambientale, tale progetto è finalizzato a eseguire un risk assessment con l'obiettivo
di verificare la rispondenza della struttura organizzativa e del sistema di deleghe aziendali
nella materia in questione.
Un rilevante condizionamento alle attività di EniPower S.p.A., a seguito dell'evoluzione
della normativa comunitaria e italiana, è rappresentato dal Sistema UE di Emission
Trading di quote di emissione di CO2, che ha preso il via il 1° gennaio 2005 a seguito della
approvazione della Direttiva 2003/87/CE. Il Sistema Europeo dovrà raggiungere, in modo
economicamente efficiente, i target di riduzione dei gas effetto serra che, per l'Italia,
avranno una diminuzione del 6,5% in meno rispetto al valore misurato nel 1990.
La realizzazione dei nuovi impianti e le dismissioni degli impianti tradizionali
rappresenta per EniPower S.p.A. anche un contributo determinante per il raggiungimento
degli impegni di riduzione delle emissioni di gas serra. I nuovi assetti impiantistici basati
sull'impiego del gas naturale permetteranno infatti di contenere la crescita delle quantità
totali di CO2 emesse dalle centrali EniPower S.p.A. a seguito dell'incremento del contenuto
energetico dei combustibili bruciati.
In previsione dell'allocazione delle quote di emissione, tutti gli stabilimenti EniPower
S.p.A. hanno ottenuto nel dicembre 2004 l'autorizzazione ad emettere gas a effetto serra,
rilasciata tramite Decreto dei Direttori generali del Ministero dell'Ambiente e del
43
ENIPOWER
BILANCIO 2004
SALUTE, SICUREZZA E AMBIENTE
The Company takes part in the ENI Group's operational stage which envisages the use of
the “ESP Greenhouse Gas Suite” database for physical accounting and forecasting of
emissions, as well as the financial management of emissions trading and of other forms
of “carbon credits” defined in the Kyoto Protocol.
The total accident/injury indexes for 2004 recorded a further improvement on the good
results of 2003. There were fewer injuries (frequency index 4.80 compared to 6.32 in 2003)
and fewer working days were lost (seriousness index 0.06 compared to 0.31 in 2003). No
accidents/injuries were recorded at four out of seven production sites.
The Health, Safety and Environment report published in 2004 which should be consulted
for further HSE related information, for the first time contains specific “Sustainability
Report” information. Indeed, along with traditional issues related to the protection of the
environment and the health and safety of workers, the report also gives information about
the economic and social sustainability of the activities.
This report was deemed by the Enrico Mattei Foundation to be one of the best in the ENI
Group (2nd place in the ranking of 15 reports) and it is a leading example in the sector.
44
ENIPOWER
BALANCE SHEET 2004
HEALTH, SAFETY
AND THE ENVIRONMENT
Ministero delle Attività Produttive, e hanno provveduto a comunicare all'Agenzia per la
Protezione dell'Ambiente e per i Servizi Tecnici (APAT) le informazioni storiche e
previsionali necessarie ai fini del completamento del Piano Nazionale di Allocazione.
La Società sta partecipando alla fase operativa del Gruppo ENI, che prevede l'uso del
database “ESP Greenhouse Gas Suite”, destinato sia alla contabilità fisica e al forecast delle
emissioni, che alla gestione finanziaria del trading delle quote di emissione e delle altre
forme di “crediti di carbonio” previste dal Protocollo di Kyoto.
Gli indici infortunistici consuntivati nel 2004 hanno ulteriormente migliorato i già buoni
risultati conseguiti nell'anno precedente; si è registrato un minor numero di infortuni
(indice di frequenza 4,80 contro 6,32 del 2003) e sono state perse minori giornate
lavorative (indice di gravità 0,06 contro 0,31 del 2003). In quattro dei sette siti produttivi
non si sono registrati infortuni.
Il rapporto Salute, Sicurezza Ambiente pubblicato nel 2004, al quale si rimanda per
ulteriori approfondimenti in campo HSE, contiene, per la prima volta, informazioni
specifiche di un “Rapporto di Sostenibilità”. Infatti, accanto ai tradizionali temi relativi
alla protezione dell'ambiente e alla tutela della salute e sicurezza dei lavoratori, il
documento raccoglie anche le informazioni relative alla sostenibilità economica e sociale
delle attività.
Tale documento è stato valutato dalla Fondazione Enrico Mattei come uno tra i migliori
rapporti all'interno del Gruppo ENI (2° posto su 15) e si è posizionato ai primi livelli nel
settore di appartenenza.
45
ENIPOWER
BILANCIO 2004
SALUTE, SICUREZZA E AMBIENTE
relations with
the Communities
Under the investment programme to construct the new thermoelectric plants, your Company has
established a series of constructive relationships with Public Entities in the areas where the investments will
be made. Social and town planning agreements have already been stipulated and others are being negotiated
with the Municipal Authorities of Brindisi, Bigarello (MN), Ferrera Erbognone (PV), Pieve Albignola (PV),
Ravenna, San Giorgio (MN), Sannazzaro de' Burgondi (PV) and with the Provincial Authorities of Pavia.
These agreements regard the support of cultural, sporting and social events and public works programmes
which allow your Company to maintain and reinforce relationships with the territory and local
communities. The costs of these activities totalled Euro 132 thousand in 2004 (Euro 1,083 thousand in 2003)
and the Public Entities allocated such amounts cultural and social events as well as to the restoration of
buildings etc. all for the benefit of the local communities.
46
ENIPOWER
BALANCE SHEET 2004
RELATIONS WITH THE COMMUNITIES
rapporti con le comunità
Nell'ambito del programma di investimenti finalizzato alla realizzazione delle già citate nuove centrali
termoelettriche, la Vostra Società ha stabilito una serie di rapporti di fattiva collaborazione con Enti
Pubblici territoriali localizzati nelle zone interessate dagli investimenti. Sono stati così già stipulati in anni
precedenti o sono state raggiunte intese ancora da formalizzare relative ad accordi e convenzioni sociourbanistiche con i Comuni di Brindisi, Bigarello (MN), Ferrera Erbognone (PV), Pieve Albignola (PV),
Ravenna, San Giorgio (MN), Sannazzaro de' Burgondi (PV) e la Provincia di Pavia.
Si tratta di forme di sostegno a iniziative culturali, sportive e sociali, nonché a programmi di opere
pubbliche, che consentono alla Vostra Società di mantenere e consolidare i rapporti di collaborazione con
il territorio e le comunità locali. A fronte di tali attività, nel 2004 sono stati sostenuti oneri per complessivi
132 migliaia di euro (1.083 migliaia di euro nel 2003) e gli Enti Pubblici hanno destinato tali somme a
iniziative culturali, sociali, recupero di opere pubbliche e così via, a beneficio delle comunità locali.
47
ENIPOWER
BILANCIO 2004
RAPPORTI CON LE COMUNITÀ
comments on company operations
and financial results
The reclassified profit and loss account, balance sheet and financial statement and relative notes are given
below.
Reclassified Profit & Loss Account
Revenue from ordinary operations
Other revenue and income
Purchases, services and sundry costs
Labour costs
Gross operating margin
Amortisation, depreciation and write-downs
904,269
6,605
5,491
8,466
(399,366) (451,385) (780,827)
(21,434)
(26,004)
49,807
36,089
(30,363)
101,545
(22,578)
(23,621)
(56,808)
27,229
12,468
44,737
(8,350)
(4,252)
(3,138)
Revenue (charges) from shareholdings
10,958
9,392
3,122
Profit (loss) before extraordinary items and taxes
29,837
17,608
44,721
(707)
(641)
3,406
Pre-tax profit (loss)
29,130
16,967
48,127
Income taxes
(1,981)
(2,507)
(5,239)
Advance (deferred) taxes
59,836
(6,762)
(13,088)
(956)
(4,404)
-
86,029
3,294
29,800
Net profit (loss)
Note: Data from previous years made homogeneous with 2004 data
COMMENTS ON COMPANY OPERATIONS
AND FINANCIAL RESULTS
2004
507,987
Net financial income (costs)
Value adjustments made by way of application of tax laws
48
2003
464,002
Operating profit (loss)
Net extraordinary income (expenses)
ENIPOWER
BALANCE SHEET 2004
2002
commento ai risultati
economico-finanziari
Si riportano di seguito le tabelle del conto economico, stato patrimoniale e rendiconto finanziario
riclassificati e i relativi commenti.
Conto economico riclassificato
Ricavi della gestione caratteristica
Altri ricavi e proventi
Acquisti, prestazioni di servizi e costi diversi
Costo lavoro
Margine operativo lordo
Ammortamenti e svalutazioni
2002
2003
2004
464.002
507.987
904.269
6.605
5.491
8.466
(399.366) (451.385) (780.827)
(21.434)
(26.004)
49.807
36.089
(30.363)
101.545
(22.578)
(23.621)
(56.808)
Utile (perdita) operativo
27.229
12.468
44.737
Proventi (oneri) finanziari netti
(8.350)
(4.252)
(3.138)
Proventi (oneri) su partecipazioni
10.958
9.392
3.122
Utile (perdita) prima delle componenti straordinarie e imposte
29.837
17.608
44.721
Proventi (oneri) straordinari netti
(707)
(641)
3.406
Utile (perdita) prima delle imposte
29.130
16.967
48.127
Imposte sul reddito
(1.981)
(2.507)
(5.239)
Imposte anticipate (differite)
59.836
(6.762)
(13.088)
(956)
(4.404)
-
86.029
3.294
29.800
Rettifiche operate in applicazione di norme tributarie
Utile (perdita) netto
Nota: Dati degli esercizi precedenti resi omogenei con quelli del 2004
49
ENIPOWER
BILANCIO 2004
COMMENTO AI RISULTATI
ECONOMICO-FINANZIARI
The profit and loss account for 2004 discloses a net profit of Euro 29,800 thousand
compared to a net profit of Euro 3,294 thousand in 2003. The increase of Euro 32,269
thousand in the result of ordinary operations was due to:
■ the increase of around Euro 39 million in the operating result recorded by the new
Ferrera Erbognone plant due to the increase in the amount of electricity produced by
the new combined cycle units that went into production between the end of 2003 and
the first half of 2004 (two 390 megawatt units and a third 250 megawatt unit) which
was, however, partly offset by the decrease in the sales prices;
■ the increase of around Euro 8 million in the operating result recorded by the new
Ravenna plant due to the increase in the amount of electricity produced by the new
combined cycle units that went into production in the first half year of 2004 (two 390
megawatt units) which was, however, partly offset by the decrease in the sales prices.
The improvement in the result is partly mitigated by:
■ the higher costs of the Livorno plant which was subject to a multi-year shut-down in the
last quarter of 2004 for programmed maintenance for an amount of approximately
Euro 9 million (however, it should be noted that the multi-year shut-down for
maintenance of the Taranto plant was completed at a cost of approximately Euro 6
million);
■ appropriation to the plant dismantling provision and higher depreciation, in
accordance with the prescriptions of the authorisations with a total effect on the
operating margin of around Euro 8 million;
■ the increase of around Euro 2 million in head office labour costs (related to the increase
in the average number of resources by 25 units, formation costs and others), higher
costs of IT systems of around Euro 1.8 million and higher legal costs of around Euro 1.4
million.
The average unit price of electricity sold by the Company decreased by 11.2% as a result of
the reduction in the Ct, one of the most significant parameters to which electricity supply
contracts are indexed.
The Ct is the variable element of the cost of electricity calculated periodically by the
Authority on the basis of the average prices of a standard basket of fuels over the six
months prior to the month preceding the registration; as a result of this, the sales prices
of electricity are adjusted with a certain time gap as the energy scenario varies. The average
annual price of Brent dated increased from 28.8 US $ a barrel in 2003 to 35.1 US $ a barrel
in 2004. The average unit price of steam sold by EniPower S.p.A. decreased a little more
than 7%. The average unit prices of the main fuels used by the company - natural gas and
fuel oil - decreased by 6% and 11% respectively.
Revenue from ordinary operations amounted to Euro 904,269 thousand (Euro 507,987
thousand in 2003). Sales regard electricity (net of consumption taxes) for Euro 742,449
thousand, equal to 82% of the revenue (Euro 347,171 thousand, 68% in 2003), steam for
Euro 138,124 thousand, equal to 15% of the revenue (Euro 142,398 thousand, equal to 28%
in 2003), and other utilities and services for Euro 23,696 thousand, equal to 3% of the
revenue (Euro 18,418 thousand, equal to 4% in 2003).
Revenue by commodity
100%
80%
60%
40%
20%
2003
50
ENIPOWER
BALANCE SHEET 2004
COMMENT ON OPERATIONS
AND FINANCIAL RESULT
Electricity
2004
Steam
Other revenue
Il conto economico dell'esercizio 2004 presenta l'utile netto di 29.800 migliaia di euro,
contro l'utile netto di 3.294 migliaia di euro dell'esercizio precedente. L'aumento di circa
32.269 migliaia di euro del risultato operativo della gestione è stato determinato dalle
seguenti ragioni:
■ l'incremento di circa 39 milioni di euro del risultato operativo conseguito dalla nuova
centrale di Ferrera Erbognone per effetto dell'aumento delle quantità di energia
elettrica prodotte dai nuovi gruppi a ciclo combinato entrati in esercizio tra la fine del
2003 e il primo semestre 2004 (due gruppi da 390 megawatt ciascuno e un terzo da 250
megawatt), che tuttavia viene parzialmente compensato dalla diminuzione dei prezzi
di vendita;
■ l'incremento di circa 8 milioni di euro del risultato operativo conseguito dalla nuova
centrale di Ravenna, per effetto dell'aumento delle quantità di energia elettrica
prodotte dai nuovi gruppi a ciclo combinato entrati in esercizio nel primo semestre
2004 (due gruppi da 390 megawatt ciascuno) che viene parzialmente compensato dalla
riduzione dei prezzi di vendita.
Il miglioramento del risultato è in parte attenuato dalle seguenti cause:
■ i maggiori costi della centrale di Livorno, che nell'ultimo trimestre del 2004 ha
sostenuto la fermata poliennale di manutenzione programmata per circa 9 milioni di
euro (va tuttavia detto che nel 2003 era stata eseguita la fermata poliennale di
manutenzione a Taranto con il costo di circa 6 milioni di euro);
■ l'accantonamento al fondo smantellamento impianti e maggiori ammortamenti, in
ottemperanza alle prescrizioni contenute nelle autorizzazioni con un effetto totale sul
margine operativo di circa 8 milioni di euro;
■ l'incremento di circa 2 milioni di euro del costo del lavoro di sede (in relazione
all'aumento dell'organico medio di 25 unità, ai costi di formazione e altro), maggiori
costi di sistemi informatici per circa 1,8 milioni di euro e maggiori spese legali per circa
1,4 milioni di euro.
Il prezzo unitario medio dell'energia elettrica venduta dalla Società è diminuito dell'11,2%
in conseguenza della riduzione del Ct che rappresenta uno dei più significativi parametri
a cui sono indicizzati i contratti di somministrazione dell'energia elettrica. Il Ct è la
componente variabile del costo dell'energia elettrica calcolata periodicamente
dall'Authority sulla base dei prezzi medi di un paniere di combustibili ricavati nei sei mesi
precedenti il mese antecedente la rilevazione; per effetto di ciò i prezzi di vendita
dell'energia elettrica si adeguano con una certa isteresi temporale alla variazione dello
scenario energetico. In effetti il prezzo medio annuo del Brent dated è passato da 28,8
Dollari a barile del 2003 a 35,1 Dollari a barile del 2004. Il prezzo unitario medio del vapore
venduto da EniPower S.p.A. è diminuito di poco più del 7%. I prezzi unitari medi dei
principali combustibili utilizzati dalla società, gas naturale e olio combustibile, sono
diminuiti rispettivamente del 6% e dell'11% circa.
I ricavi della gestione caratteristica ammontano a 904.269 migliaia di euro (507.987
migliaia di euro nel 2003). Le vendite riguardano l'energia elettrica (al netto delle imposte
di consumo) per 742.449 migliaia di euro, pari all'82% dei ricavi (347.171 migliaia di euro,
pari al 68% nel 2003), il vapore per 138.124 migliaia di euro, pari al 15% dei ricavi (142.398
migliaia di euro, pari al 28% nel 2003), le altre utilities e i servizi per 23.696 migliaia di euro,
pari al 3% dei ricavi (18.418 migliaia di euro, pari al 4% nel 2003).
Ripartizione ricavi per aree merceologiche
100%
80%
60%
40%
20%
2003
Energia elettrica
2004
Vapore
Altri ricavi
51
ENIPOWER
BILANCIO 2004
The main customers for sales of electricity are:
■ EniPower Trading S.p.A. for Euro 346,232 thousand, equal to 47% of electricity revenue
(Euro 78,952 thousand in 2003, equal to 23% of electricity revenue); the trading
activities of EniPower Trading S.p.A, consist in re-selling the electricity supplied by
EniPower S.p.A. and that purchased from third parties to eligible customers on the open
market.
■ The customers of industrial sites under a “self-production” regime, to whom a total of
Euro 149,111 thousand was invoiced, equal to 20% of the electricity revenue (Euro
142,118 thousand in 2003, equal to 41% of the electricity revenue). This referred mainly
to Polimeri Europa S.p.A. for Euro 64,028 thousand (Euro 69,800 thousand in 2003); Eni
S.p.A. Refining & Marketing Division for Euro 31,455 thousand (Euro 24,006 thousand
in 2003) and around other thirty companies located at the sites where your Company's
plants are built, which registered a total revenue of Euro 46,077 thousand (Euro 48,312
thousand in 2003).
■ GRTN S.p.A. for Euro 136,448 thousand, equal to 18% of the electricity revenue, mainly
regarding production under CIP 6/92 regime and other incentive-based sales (Euro
126,101 thousand in 2003, equal to 36% of the electricity revenue).
■ Gestore del Mercato Elettrico S.p.A. (GME) for Euro 110,657 thousand, equal to 15% of
the electricity revenue.
Other revenue of Euro 8,466 thousand (Euro 5,491 thousand in 2003) refers mainly to
contracts regarding managerial services rendered on behalf of the subsidiaries EniPower
Trading S.p.A., EniPower Trasmissione S.p.A. and S.E.F. S.r.l. for an amount of Euro 5,996
thousand, revenue related to the recharging to the year of IT costs borne for the company
EniPower Trading S.p.A. and S.E.F. S.r.l. for an amount of Euro 1.515 thousand and to a
contractual penalty charged to customers of Euro 682 thousand.
Purchases, services and other costs of Euro 780,827 thousand (Euro 451,385 thousand in
2003) regard the items indicated below:
■ purchases of natural gas for Euro 459,575 thousand (Euro 178,777 thousand in 2003),
purchases of fuel oil for Euro 67,006 thousand (Euro 101,192 thousand in 2003) and
purchases of raw materials and other materials for Euro 99,658 thousand (Euro 116,796
thousand in 2003);
Purchase of fuels (euro millions)
700
600
500
400
300
200
100
2003
Natural gas
■
■
■
■
52
ENIPOWER
BALANCE SHEET 2004
2004
Fuel Oil
Other fuels
purchases of electricity for Euro 31,813 thousand following passive input imbalances;
the variation of Euro 6,011 thousand in inventories of raw materials due to the reduced
stock on hand compared to the end of 2003;
the other industrial production costs of Euro 81,829 thousand (Euro 35,638 thousand
in 2003) which mainly regard general industrial services, auxiliary services, routine
maintenance costs, costs of distributing electricity, transport and additional purchase
costs, rental of electricity Transmission Grid in the Brindisi, Mantua and Ravenna and
Ferrera Erbognone plants, the cost of operating the fume stripping plant at the
Sannazzaro de' Burgondi refinery, as established in the Environmental Impact
Evaluation decree as well as operating rental costs;
the costs of head office services of Euro 13,793 thousand (Euro 9,924 thousand in 2003),
Le principali tipologie di clienti per le vendite di energia elettrica sono:
■ EniPower Trading S.p.A. per 346.233 migliaia di euro, pari al 47% dei ricavi di energia
elettrica (78.952 migliaia di euro nel 2003, pari al 23% dei ricavi di energia elettrica);
l'attività di commercializzazione di EniPower Trading S.p.A. consiste appunto nel
rivendere sul mercato libero ai clienti idonei, grossisti e consumatori finali, l'energia
elettrica fornita da EniPower S.p.A. e quella acquistata da terzi.
■ I clienti dei siti industriali in regime di “autoproduzione”, ai quali, nel complesso, sono
stati fatturati 149.111 migliaia di euro, pari al 20% dei ricavi di energia elettrica (142.118
migliaia di euro nel 2003, pari al 41% dei ricavi di energia elettrica). Si tratta
principalmente di Polimeri Europa S.p.A. per 64.028 migliaia di euro (69.800 migliaia di
euro nel 2003), Eni S.p.A. Divisione Refining & Marketing per 31.455 migliaia di euro
(24.006 migliaia di euro nel 2003) e una trentina di altre imprese presenti nei siti in cui
sono ubicate le centrali della Vostra Società, che determinano ricavi per totali 46.077
migliaia di euro (48.312 migliaia di euro nel 2003).
■ Il GRTN S.p.A. per 136.448 migliaia di euro, pari al 18% dei ricavi di energia elettrica,
riguardanti principalmente le produzioni dedicate in regime di prezzi CIP 6/92 e altre
vendite incentivate (126.101 migliaia di euro nel 2003, pari al 36% dei ricavi di energia
elettrica).
■ Il Gestore del Mercato Elettrico S.p.A. (GME) per 110.657 migliaia di euro, pari al 15% dei
ricavi di energia elettrica.
Gli altri ricavi di 8.466 migliaia di euro (5.491 migliaia di euro nel 2003) si riferiscono
principalmente ai contratti relativi a servizi manageriali prestati per conto delle società
controllate EniPower Trading S.p.A., EniPower Trasmissione S.p.A. e S.E.F. S.r.l. per l'importo
di 5.996 migliaia di euro, ai ricavi relativi al riaddebito per competenza dei costi informatici
sostenuti per le società EniPower Trading S.p.A. e S.E.F. S.r.l. per l'importo di 1.515 migliaia di
euro e a penalità contrattuali addebitate a clienti per 682 migliaia di euro.
Gli acquisti, prestazioni di servizi e costi diversi di 780.827 migliaia di euro (451.385
migliaia di euro nel 2003) riguardano le voci di seguito esposte:
■ gli acquisti di gas naturale per 459.575 migliaia di euro (178.777 migliaia di euro nel
2003), gli acquisti di olio combustibile per 67.006 migliaia di euro (101.192 migliaia di
euro nel 2003) e gli acquisti di altre materie prime e materiali per 99.658 migliaia di
euro (116.796 migliaia di euro nel 2003);
Acquisto di combustibili (milioni euro)
700
600
500
400
300
200
100
2003
Metano
■
■
■
2004
Olio combustibile
Altri combustibili
gli acquisti di energia elettrica per 31.813 migliaia di euro a seguito degli
sbilanciamenti passivi in immissione;
la variazione di 6.011 migliaia di euro delle rimanenze di materie prime per le minori
giacenze rispetto alla fine del 2003;
gli altri costi di produzione industriale di 81.829 migliaia di euro (35.638 migliaia di euro
nel 2003) che riguardano prevalentemente i servizi generali industriali, i servizi ausiliari,
le spese di manutenzione ordinaria, i costi di vettoriamento di energia elettrica, i trasporti
e costi accessori di acquisto, i canoni di locazione delle reti di distribuzione dell'energia
elettrica interne agli stabilimenti di Brindisi, Mantova e Ravenna e Ferrera Erbognone, i
costi di esercizio dell'impianto di lavaggio fumi della raffineria di Sannazzaro de'
Burgondi, come prescritto nel Decreto V.I.A., nonché gli altri noleggi operativi;
53
ENIPOWER
BILANCIO 2004
essentially due to: (I) the fees for using and maintaining the IT and electroaccounting systems of Euro 4,642 thousand (Euro 3,253 thousand in 2003), (II)
professional services of Euro 2,584 thousand (Euro 1,399 thousand in 2003), (III)
costs for business trips, canteen services, participation in refresher courses and other
personnel-related costs of Euro 1,419 thousand (Euro 1,055 thousand in 2003), (IV)
the administrative services of Sofid S.p.A. of Euro 1,092 thousand (Euro 663
thousand in 2003), (V) rental of the offices of Euro 847 thousand (Euro 568 thousand
in 2003), (VI) trade-related expenses of Euro 158 thousand (Euro 182 thousand in
2003) and, finally, costs for leasing, other rentals and other general and company
expenses;
■ the appropriation of Euro 10,663 thousand (Euro 1,261 thousand in 2003) to the cyclic
maintenance provision for the Ferrera Erbognone plant according to the provisions of
the seven-year maintenance contract stipulated with Ansaldo;
■ the appropriation of Euro 6,289 thousand (Euro 171 thousand in 2003) for the purchase
of green certificates to comply with the obligation as of clauses 1, 2 and 3 of Article 11
of Legislative Decree no. 79 of 16 March 1999;
■ the appropriation of Euro 5,594 thousand (not present in 2003) for the expected cost of
dismantling obsolete plants complying with the prescriptions of the building and
operating permits of the new combined cycle plants;
■ appropriation of Euro 840 thousand (not present in 2003) to the environmental risks
and charges provision;
■ appropriation of Euro 640 thousand (Euro 417 thousand in 2003) to the bad debts
provision to adjust them to the presumed realization value; this appropriation falls
within the limits permitted by tax laws.
The use of the provisions amounted to a total of Euro 2,884 thousand.
Labour costs of Euro 30,363 thousand (Euro 26,004 thousand in 2003) refer to the
average staff of 512 resources (485 in 2003); it includes capitalization of labour costs
for investments made on a time and material basis equal to Euro 2,512 thousand (Euro
3,468 thousand in 2003).
The gross operating margin amounted to Euro 101,545 thousand compared to Euro
36,089 thousand in 2003.
Amortisation, depreciation and write-downs amount to Euro 56,808 thousand (Euro
23,621 thousand in 2003). In detail, depreciation of tangible fixed assets amount to
Euro 54,870 thousand (Euro 22,136 thousand in 2003), amortisation of intangible
fixed assets, mainly those related to the implementation of IT systems, amount to Euro
1,938 thousand (Euro 1,485 thousand in 2003). The deriving net operating result is the
profit of Euro 44,737 thousand compared to Euro 12,468 thousand already explained
in detail above.
The net financial charges of Euro 3,138 (Euro 4,252 thousand in 2003) refer essentially
to:
■ financial charges of Euro 5,394 thousand (Euro 549 thousand in 2003) accrued on longterm loans with Enifin S.p.A.;
■ payable interest of Euro 431 thousand (Euro 4,481 thousand in 2003) accrued on shortterm loans from Enifin S.p.A. and on current account overdrafts;
■ losses on exchange rates, commissions and other payable interest of Euro 176 thousand
(Euro 61 thousand in 2003);
■ receivable interest of Euro 2,688 thousand (Euro 510 thousand in 2003) accrued on
temporary assets, receivable interest on arrears charged to customers of Euro 87
thousand (Euro 129 thousand in 2003), receivable exchange rate differences on
business transactions of Euro 84 thousand (Euro 44 thousand in 2003) and, finally,
revaluation of Euro 4 thousand (Euro 5 thousand in 2003) of the Employees' Leaving
Indemnities for the year 2004.
The financial charges accrued on long-term loans and charged to tangible fixed assets
amounted to Euro 20,938 thousand (Euro 14,172 thousand in 2003).
The interest rates applied to loans and current accounts are in line with the best market
conditions available and are index-linked to official parameters (Euribor).
Income from investments of Euro 3,122 thousand (Euro 9,392 thousand in 2003) regarded
dividends of the affiliated company Termica Milazzo S.r.l. for Euro 3,200 thousand. The
write-down of the investment in EniPower Iniziative Industriali S.p.A. (Euro 78 thousand)
54
ENIPOWER
BALANCE SHEET 2004
i costi per servizi di sede di 13.793 migliaia di euro (9.924 migliaia di euro nel 2003),
essenzialmente dovuti: (I) ai corrispettivi per l'utilizzo e la manutenzione dei sistemi
informatici ed elettro-contabili di 4.642 migliaia di euro (3.253 migliaia di euro nel
2003), (II) a prestazioni professionali di 2.584 migliaia di euro (1.399 migliaia di euro
nel 2003), (III) ai costi per trasferte, mensa, partecipazione a corsi di aggiornamento e
altri costi per il personale di 1.419 migliaia di euro (1.055 migliaia di euro nel 2003), (IV)
al service amministrativo di Sofid S.p.A. di 1.092 migliaia di euro (663 mila euro nel
2003), (V) al canone di locazione degli uffici di 847 migliaia di euro (568 mila euro nel
2003), (VI) alle spese di carattere commerciale di 158 mila euro (182 migliaia di euro nel
2003) e, infine, ai costi per leasing, altri noleggi e alle altre spese generali e societarie;
■ l'accantonamento di euro 10.663 migliaia di euro (1.261 migliaia di euro nel 2003) al
fondo manutenzioni cicliche per l'impianto di Ferrera Erbognone secondo quanto
previsto dal contratto di manutenzione settennale stipulato con Ansaldo;
■ lo stanziamento di 6.289 migliaia di euro (171 migliaia di euro nel 2003) per l'acquisto
di certificati verdi al fine di ottemperare all'obbligo di cui ai commi 1, 2 e 3 dell'Art. 11
del Decreto Legislativo 16 marzo 1999, n° 79;
■ l'accantonamento di 5.594 migliaia di euro (non presente nel 2003) per i previsti oneri
di smantellamento degli impianti obsoleti in ottemperanza alle prescrizioni contenute
nelle autorizzazioni alla costruzione ed esercizio dei nuovi impianti a ciclo combinato;
■ l'accantonamento di euro 840 migliaia di euro (non presente nel 2003) al fondo rischi
ed oneri ambientali;
■ lo stanziamento di 640 migliaia di euro (417 migliaia di euro nel 2003) al fondo
svalutazione crediti per adeguarli al presunto valore di realizzo, tale stanziamento
rientra nei limiti ammessi dalla normativa fiscale;
L'utilizzo dei fondi ammonta a complessivi 2.884 migliaia di euro.
Il costo del lavoro di 30.363 migliaia di euro (26.004 migliaia di euro nel 2003) si riferisce
all'organico medio di 512 persone (485 nel 2003); esso include capitalizzazioni di costo del
lavoro per investimenti eseguiti in economia pari a 2.512 migliaia di euro (3.468 migliaia
di euro nel 2003). Il margine operativo lordo ammonta a 101.545 migliaia di euro, contro
36.089 migliaia di euro del 2003.
Gli ammortamenti e svalutazioni ammontano a 56.808 migliaia di euro (23.621 migliaia
di euro nel 2003). In dettaglio, gli ammortamenti delle immobilizzazioni materiali
ammontano a 54.870 migliaia di euro (22.136 migliaia di euro nel 2003), quelli relativi alle
immobilizzazioni immateriali, essenzialmente i costi di implementazione dei sistemi
informativi, ammontano a 1.938 migliaia di euro (1.485 migliaia di euro nel 2003). Il
risultato operativo netto che ne consegue è l'utile di 44.737 migliaia di euro, rispetto a
quello del 2003 di 12.468 migliaia di euro, già spiegato sopra nelle sue determinanti
essenziali.
Gli oneri finanziari netti di 3.138 migliaia di euro (4.252 migliaia di euro nel 2003)
riguardano essenzialmente:
■ gli oneri finanziari di 5.394 migliaia di euro (549 migliaia di euro nel 2003) maturati su
finanziamenti a lungo termine con Enifin S.p.A.;
■ gli interessi passivi di 431 migliaia di euro (4.481 migliaia di euro nel 2003) maturati sui
finanziamenti a breve termine nei confronti di Enifin S.p.A. e sugli scoperti dei conti
correnti;
■ le perdite su cambi, commissioni e altri interessi passivi di 176 migliaia di euro (61
migliaia di euro nel 2003);
■ vanno dedotti gli interessi attivi di 2.688 migliaia di euro (510 mila euro nel 2003)
maturati sulle temporanee disponibilità, gli interessi attivi di mora addebitati a clienti
di 87 migliaia di euro (129 migliaia di euro nel 2003), le differenze attive di cambio su
transazioni commerciali di 84 migliaia di euro (44 migliaia di euro nel 2003) e infine la
rivalutazione di 4 migliaia di euro (5 migliaia di euro nel 2003) del TFR per l'anno 2004.
Gli oneri finanziari maturati su finanziamenti a lungo termine e imputati a
immobilizzazioni materiali ammontano a 20.938 migliaia di euro (14.172 migliaia di euro
nel 2003). I tassi applicati sui finanziamenti e sui rapporti di conto corrente sono in linea
con le migliori condizioni di mercato e sono indicizzati a parametri ufficiali (Euribor).
I proventi su partecipazioni di 3.122 migliaia di euro (9.392 migliaia di euro nel 2003) sono
relativi ai dividendi della collegata Termica Milazzo S.r.l. per 3.200 migliaia di euro; va
dedotta la svalutazione della partecipazione in EniPower Iniziative Industriali S.p.A. (78
■
55
ENIPOWER
BILANCIO 2004
should be deducted following the reduction in share capital to cover losses recorded in
2003 and in relation to the losses recorded in 2004 by the Company which no longer
carried out operating activities.
Net extraordinary income of Euro 3,406 thousand (extraordinary charges of Euro 641
thousand in 2003) refers above all to the entry under income in the profit and loss account
of the provision accrued for adjustments made exclusively by way of application of tax
laws which, in accordance with Legislative Decree no. 6/03 (Vietti reform of company law)
and the ensuing amendments to tax laws, must be eliminated from balance sheets as it is
considered “interference of a tax nature”. This provision refers to amortisation quotas
exceeding the economic and technical quotas of the plants and machinery which at the
end of the previous year has been accrued in accordance with the previous applicable law
for Euro 3,960 thousand; the charges refer mainly to the allocation of termination
incentive costs, minus the utilization in 2004 of the pre-established funds for resigning
personnel of Euro 554 thousand.
Income taxes of Euro 5,239 thousand (Euro 2,507 thousand in 2003) refer to IRAP
(Regional Tax on Production).
The effect of deferred taxes amounted to Euro 13,089 thousand and the item can be broken
down as follows: (I) the “re-transfer” of Euro 24,270 thousand of advance taxes allocated in
previous years mainly to the tax loss originating from the 2001-2002 investments subject
to facilitation in accordance with the “Tremonti bis” law, (II) the amount of Euro 11,154
thousand relating to advance taxes, net of deferred taxes, calculated on the basis of the
temporary differences between the fiscal and statutory result, (III) the use of the deferred
taxes provision of Euro 27 thousand.
The rates applied are 33% for income tax on corporate bodies and 4.25% for IRAP (regional
tax on production). The actual tax rate is 38.08% (73.78% in 2003). An IRES rate of 33% and
IRAP rate of 4.25% were used for deferred tax purposes.
The profit for the year amounted to Euro 29,800 thousand (Euro 3,294 thousand in 2003).
Reclassified balance sheet
2003
2004
Fixed Assets
1,353,415 1,697,129
Tangible fixed assets
1,494,387 1,796,040
Intangible fixed assets
Investiments
Financial credits and securities instrumental to operations
Net debts related to investment activities
Net capital of the year
Employees' leaving indemnities
Net invested capital
Provisions allocated by way of application of tax laws
Net financial borrowing (Availability)
Coverage
Leverage
4,732
4,320
43,345
55,831
-
-
(189,049) (159,062)
77,075
58,857
(4,912)
(5,599)
1,425,578 1,750,387
687,362
986,223
6,310
-
731,906
764,164
1,425,578 1,750,387
1,1
0,8
Tangible fixed assets amount to Euro 1,796,040 thousand (Euro 1,494,387 thousand in
2003), net of the depreciation provision of Euro 130,133 thousand, equal to 7.2% of the
value of the gross tangible fixed assets. Tangible fixed assets mainly comprise the plants
transferred by Syndial S.p.A. (Brindisi, Mantua and Ravenna) and by Eni S.p.A. Refining &
Marketing Division (Livorno and Taranto), of land transferred or purchased for the
construction of new plants, new combined cycle units already installed at the Ferrera
Erbognone and Ravenna sites and, finally, assets under construction related to the new
combined cycle units at Mantua and Brindisi.
Intangible fixed assets of Euro 4,320 thousand (Euro 4,732 thousand at the end of 2003),
net of the amortisation provision of Euro 6,452 thousand refer mainly to the costs borne
for IT projects (SAP R/3, Linux, EAI, gatecycle, etc…) for Euro 1,615 thousand, goodwill for
56
ENIPOWER
BALANCE SHEET 2004
migliaia di euro), a seguito della riduzione del capitale sociale per copertura delle perdite
subite nel 2003 e in relazione alle perdite sofferte nel 2004 dalla Società che non svolge
ancora attività operativa.
I proventi straordinari netti di 3.406 migliaia di euro (oneri straordinari per 641 migliaia
di euro nel 2003), si riferiscono principalmente all'imputazione fra i proventi del conto
economico del fondo costituito per rettifiche operate esclusivamente in applicazione di
norme tributarie che, in ottemperanza al D.Lgs. n. 6/03 (riforma Vietti del diritto
societario) e alle conseguenti modifiche della normativa tributaria, deve essere eliminato
dal bilancio in quanto “interferenza di natura fiscale”. Tale fondo si riferisce alle quote di
ammortamento eccedenti quelle economiche-tecniche degli impianti e macchinari che
fino all'esercizio precedente erano stati accantonati secondo la precedente normativa in
vigore per 3.960 migliaia di euro; gli oneri si riferiscono principalmente allo stanziamento
dei costi per l'incentivazione all'esodo di personale dipendente, diminuiti dall'utilizzo nel
2004 dei fondi precostituiti per il personale dimesso per 554 migliaia di euro. Le imposte
sul reddito di 5.239 migliaia di euro (2.507 migliaia di euro nel 2003) si riferiscono all'IRAP.
L'effetto della fiscalità differita ammonta a 13.089 migliaia di euro e la voce si compone: (I)
del “rigiro” di 24.270 migliaia di euro delle imposte anticipate stanziate negli esercizi
precedenti principalmente sulla perdita fiscale originatasi grazie agli investimenti 20012002 oggetto di agevolazione ai sensi della legge “Tremonti bis”, (II) dell'ammontare di
11.154 migliaia di euro relativo alle imposte anticipate, al netto delle imposte differite,
calcolate sulle temporanee differenze fra il risultato fiscale e quello civilistico, (III)
dell'utilizzo del fondo imposte differite di 27 migliaia di euro.
Le aliquote applicate sono il 33% per l'imposta sul reddito delle persone giuridiche e il
4,25% per l'imposta regionale sulle attività produttive. Il tax rate effettivo è di 38,08%
(73,78% quello del 2003). Ai fini della fiscalità differita è stata considerata l'aliquota IRES
del 33% e l'IRAP del 4,25%. L'utile dell'esercizio è di 29.800 migliaia di euro, quello del 2003
è stato di 3.294 migliaia di euro.
Stato patrimoniale riclassificato
2003
2004
Capitale Immobilizzato
1.353.415 1.697.129
Immobilizzazioni materiali
1.494.387 1.796.040
Immobilizzazioni immateriali
Partecipazioni
Crediti finanziari e titoli strumentali all’attività operativa
Debiti netti relativi all’attività di investimento
Trattamento di fine rapporto di lavoro subordinato
Capitale investito netto
Patrimonio netto
Fondi stanziati in applicazione di norme tributarie
Indebitamento (Disponibilità) finanziario netto
Copertura
Leverage
4.732
4.320
43.345
55.831
-
-
(189.049) (159.062)
77.075
58.857
(4.912)
(5.599)
1.425.578 1.750.387
687.362
986.223
6.310
-
731.906
764.164
1.425.578 1.750.387
1,1
0,8
Le immobilizzazioni materiali, ammontano a 1.796.040 migliaia di euro (1.494.387
migliaia di euro a fine 2003), al netto del fondo ammortamento di 130.133 migliaia di
euro, pari al 7,2% del valore delle immobilizzazioni materiali lorde. Si tratta
prevalentemente delle centrali conferite da Syndial S.p.A. (Brindisi, Mantova e Ravenna) e
dall'Eni S.p.A. Divisione Refining & Marketing (Livorno e Taranto), dei terreni conferiti,
ovvero acquisiti, per gli sviluppi dei nuovi impianti, dei nuovi gruppi a ciclo combinato
già realizzati nei siti di Ferrera Erbognone e Ravenna e infine delle immobilizzazioni in
corso di esecuzione relative ai nuovi gruppi a ciclo combinato di Mantova e Brindisi.
Le immobilizzazioni immateriali di 4.320 migliaia di euro (4.732 migliaia di euro a fine
2003), al netto del fondo ammortamento di 6.452 migliaia di euro si riferiscono
essenzialmente, ai costi sostenuti per i progetti informatici (SAP R/3, Linux, EAI, gatecycle,
57
ENIPOWER
BILANCIO 2004
Euro 560 thousand and studies for the development of plants for a total amount of Euro
2,145 thousand.
Investments of Euro 55,831 thousand (Euro 43,345 thousand at the end of 2003) refer to
the subsidiaries EniPower Trading S.p.A. (Euro 10,000 thousand, 100% held), EniPower
Trasmissione S.p.A. (Euro 16,392 thousand, 100% held), EniPower Iniziative Industriali
S.p.A. (Euro 98 thousand, 100% held) besides a 51% investment in EniPower Ferrara S.r.l.
(Euro 12,638 thousand), a 40% investment in the affiliate Termica Milazzo S.r.l. (Euro
14,874 thousand), a 28.10% investment in the affiliate Ravenna Servizi Industriali S.c.p.a.
purchased in 2004 (Euro 1,686 thousand), an 8.9% investment in Brindisi Servizi Generali
S.c.a.r.l. (Euro 138 thousand) and a 12.5% investment in the company Agip Energy S.r.l.
(Euro 6 thousand).
Net payables in relation to investment activities amount to Euro 159,062 thousand (Euro
189,049 thousand at the end of 2003) and refer mainly to payables to suppliers of
materials and services for the construction of new plants (the main suppliers include
Ansaldo, Nooter/Eriksen-CCT, Snamprogetti, ABB, Siemens).
The working capital amounts to Euro 58,857 thousand (Euro 77,075 at the end of 2003)
and can be broken down as follows:
Net working capital
2003
2004
15,423
9,412
Trade receivables
82,458
198,249
Receivables from the Inland Revenue
64,429
46,390
(74,454)
(174,902)
Inventories
Trade payables
Tax payables
(847)
(3,766)
Provisions for risks and charges
(6,617)
(28,800)
Other assets/(liabilities) of the year
(3,317)
12,274
77,075
58,857
Inventories of Euro 9,412 thousand (Euro 15,423 thousand at the end of 2003) relate
mainly to raw materials (fuel oil and chemicals) stored in the tanks at the five plants and
to technical materials.
The increase in trade receivables from Euro 82,458 thousand at the end of 2003 to Euro
198,249 thousand at the end of 2004 is due mainly to the growth, compared to the
previous year, of the amount of appropriations for services rendered in the month of
December to the subsidiary EniPower Trading S.p.A. and to Polimeri Europa S.p.A.;
moreover, higher allocations were made for sales to third party customers, in particular
to Gestore Mercato Elettrico S.p.A. and GRTN S.p.A.; this growth was the result of the
substantial increase in the quantities of electricity sold following the start-up of the new
plants of Ferrera Erbognone and Ravenna.
Receivables from the Inland Revenue refer mainly to credits for advance taxes of Euro
37,809 thousand (essentially the tax credit originating in 2002 in relation to the "Tremonti
bis" tax facilitation) and to the VAT credit of Euro 8,298 thousand collected in January 2005
because the company is a part of the Eni Group VAT consolidation system.
Trade payables amount to Euro 174,902 thousand (Euro 74,454 thousand at the end of
2003); the increase of Euro 100,448 thousand is due mainly to the increase in purchases
of raw materials and fuels following the increase in turnover owing to the start up of the
new combined cycle units at Ferrera Erbognone and Ravenna; in particular, payables to
the parent company Eni S.p.A. Gas & Power Division increased in relation to the supply of
natural gas.
The provision for risks and charges of Euro 28,800 thousand (Euro 6,617 thousand at
the end of 2003) refer to: (I) the establishment of the cyclic maintenance provision for
the Ferrera Erbognone and Ravenna plants according to the provisions of the
maintenance contract signed with Ansaldo Energia S.p.A. (Euro 9,849 thousand), (II)
the allocation of Euro 6,460 thousand for the purchase of green certificates, (III) the
allocation of Euro 5,594 thousand for the dismantling of plants in accordance with the
prescriptions included in the authorizations, (IV) the residual future costs provision
58
ENIPOWER
BALANCE SHEET 2004
ecc...) per 1.615 migliaia di euro, all'avviamento per 560 migliaia di euro, ed agli studi per
la realizzazione di impianti, il tutto per complessivi 2.145 migliaia di euro.
Le partecipazioni di 55.831 migliaia di euro (43.345 migliaia di euro a fine 2003) sono
relative alle società controllate EniPower Trading S.p.A. (10.000 migliaia di euro posseduta
al 100%), EniPower Trasmissione S.p.A. (16.392 migliaia di euro posseduta al 100%), ed
EniPower Iniziative Industriali S.p.A. (98 migliaia di euro posseduta al 100%), oltre che alla
quota del 51% nella Società EniPower Ferrara S.r.l. (12.638 migliaia di euro), alla quota del
40% posseduta nella società collegata Termica Milazzo S.r.l. (14.874 migliaia di euro), alla
quota del 28,10% nella società collegata Ravenna Servizi Industriali S.c.p.a. acquisita nel
2004 (1.686 migliaia di euro), alla quota dell'8,9% nella Brindisi Servizi Generali S.c.a r.l.
(138 migliaia di euro) e alla quota del 12,5% nella società Api Energy S.r.l. (6 migliaia di
euro). I debiti netti relativi all'attività di investimento ammontano a 159.062 migliaia di
euro (189.049 migliaia di euro a fine 2003) e si riferiscono essenzialmente ai debiti verso i
fornitori di materiali e prestazioni per la realizzazione dei nuovi impianti (fra i principali
vanno citati Ansaldo, Nooter/Eriksen-CCT, Snamprogetti, ABB, Siemens).
Il capitale di esercizio netto ammonta a 58.857 migliaia di euro (77.075 migliaia di euro a
fine 2003) e la sua ripartizione è esposta nella tabella che segue.
2003
2004
Rimanenze
15.423
9.412
Crediti Commerciali
82.458
198.249
Crediti verso l’Amministrazione Finanziaria
64.429
46.390
(74.454)
(174.902)
Debiti Commerciali
Debiti tributari
(847)
(3.766)
Fondi per rischi e oneri
(6.617)
(28.800)
Altre attività/(passività) di esercizio
(3.317)
12.274
77.075
58.857
Le rimanenze di 9.412 migliaia di euro (15.423 migliaia di euro a fine 2003) sono relative
essenzialmente alle materie prime (olio combustibile e chemicals) depositate nei serbatoi
dei cinque stabilimenti e ai materiali tecnici.
L'aumento dei crediti commerciali da 82.458 migliaia di euro di fine 2003 a 198.249 migliaia
di euro di fine 2004 va principalmente posto in relazione alla crescita, rispetto all'esercizio
precedente, dell'ammontare degli stanziamenti somministrazioni del mese di dicembre alla
controllata EniPower Trading S.p.A. e alla Polimeri Europa S.p.A.; inoltre vanno anche
considerati maggiori stanziamenti effettuati per le vendite a clienti terzi, in particolare verso
il Gestore Mercato Elettrico S.p.A. e il GRTN S.p.A.; tale crescita è stata determinata
dall'aumento significativo delle quantità di energia elettrica venduta in conseguenza
dell'entrata in funzione dei nuovi impianti nei siti di Ferrera Erbognone e Ravenna.
I crediti verso l'Amministrazione Finanziaria sono in prevalenza dovuti ai crediti per le
imposte anticipate di 37.809 migliaia di euro (si tratta essenzialmente del credito di
imposta originatosi nel 2002 per l'agevolazione fiscale “Tremonti bis) e al credito IVA di
8.298 migliaia di euro, incassato nel gennaio 2005 poiché la Società fa parte del
consolidato IVA del Gruppo Eni.
I debiti commerciali ammontano a 174.902 migliaia di euro (74.454 migliaia di euro a fine
2003); l'incremento di 100.448 migliaia di euro è dovuto in prevalenza all'aumento degli
acquisti di materie prime e combustibili in conseguenza dell'incremento del giro di affari
per effetto dell'avvio dei nuovi gruppi a ciclo combinato di Ferrera Erbognone e Ravenna;
in particolare si sono incrementati i debiti nei confronti della controllante Eni S.p.A.
Divisione Gas & Power per la fornitura di gas metano.
I fondi per rischi e oneri di 28.800 migliaia di euro (6.617 migliaia di euro a fine 2003) si
riferiscono: (I) alla costituzione del fondo manutenzione cicliche relativo agli impianti di
Ferrera Erbognone e Ravenna, secondo quanto stabilito nel contratto di manutenzione
stipulato con Ansaldo Energia S.p.A. (9.849 migliaia di euro), (II) all'accantonamento di
6.460 migliaia di euro per acquisto di certificati verdi, (III) all'accantonamento di 5.594
migliaia di euro per lo smantellamento impianti in ottemperanza alle prescrizioni
59
ENIPOWER
BILANCIO 2004
for environment transferred by Syndial S.p.A. for the remediation and demolition
works envisaged at production sites (Euro 4,619 thousand), (V) the allocation of Euro
1,440 thousand for costs related to the attendance bonus of 2004; (VI) the allocation of
Euro 338 thousand for social charges on the stock grant; (VII) the allocation of Euro
312 thousand for future costs for facilitated resignations and finally (VIII) the
allocation of 188 thousand for contributions and charges subject to litigation and, in
particular, Euro 172 thousand to the Authority of Electricity and Gas and Euro 16
thousand to the UTF in Lecce.
Net Financial borrowing/cash and bank
2003
2004
750,000
850,000
-
-
Net long-term financial borrowing (availability)
Financial payables
Receivables and securities not instrumental to operations
Other
-
-
750,000
850,000
104
53
Net short-term financial borrowing (availability)
Financial payables
Receivables and securities not instrumental to operations
Cash and bank
Other
-
-
(17,957)
(85,889)
(241)
-
(18,094)
(85,836)
731,906
764,164
The net financial borrowing amounts to Euro 764,164 thousand (Euro 731,906 thousand
at the end of 2003).
Long-term borrowing of Euro 850,000 thousand (Euro 750,000 thousand at the end of
2003) refers to two employee loans undersigned with Enifin S.p.A., both to be paid back on
a straight-line basis from 2007 to 2017 of Euro 600,000 thousand and two other loans, the
first for Euro 150 thousand and the second for Euro 100 thousand granted by Enifin S.p.A.
and used for the construction of the new Mantua thermoelectric plant. These loans were
obtained at the best market conditions.
Net cash and bank, which amount to Euro 85,836 thousand (Euro 18,094 thousand at the
end of 2003), relates almost entirely to bank deposits in ordinary current accounts and
sight deposit accounts with Enifin S.p.A..
60
ENIPOWER
BALANCE SHEET 2004
contenute nelle autorizzazioni, (IV) al residuo fondo spese future di carattere ambientale
conferito dalla Syndial S.p.A. per fronteggiare gli oneri di bonifica e demolizione previsti
nei siti produttivi (4.619 migliaia di euro), (V) all'accantonamento di 1.440 migliaia di euro
per i costi relativi al premio di partecipazione 2004; (VI) all'accantonamento di 338
migliaia di euro per oneri sociali su stock grant; (VII) all'accantonamento di 312 migliaia di
euro per costi futuri per esodi agevolati ed infine (VIII) all'accantonamento di 188 migliaia
di euro per contributi o oneri in contestazione ed in particolare per 172 migliaia di euro
verso l'Autorità per l'Energia Elettrica e il Gas e per 16 migliaia di euro verso l'UTF di Lecce.
Indebitamento/Disponibilità finanziarie nette
2003
2004
750.000
850.000
-
-
Indebitamento (disponibilità) finanziario netto a lungo termine
Debiti finanziari
Crediti e titoli non strumentali all’attività operativa
Altro
-
-
750.000
850.000
104
53
Indebitamento (disponibilità) finanziario netto a breve termine
Debiti finanziari
Crediti e titoli non strumentali all’attività operativa
Disponibilità liquide
Altro
-
-
(17.957)
(85.889)
(241)
-
(18.094)
(85.836)
731.906
764.164
L'indebitamento finanziario netto ammonta a 764.164 migliaia di euro (731.906 migliaia
di euro a fine 2003).
L'indebitamento a lungo termine di 850.000 migliaia di euro (750.000 migliaia di euro a
fine 2003) si riferisce a due prestiti dipendenti sottoscritti con Enifin S.p.A., entrambi da
rimborsare in quote costanti dal 2007 al 2017 per 600.000 migliaia di euro e di due
ulteriori finanziamenti, il primo da 150 migliaia di euro ed il secondo da 100 migliaia di
euro, concessi da Enifin S.p.A. e finalizzati alla costruzione della nuova centrale
termoelettrica di Mantova. Tali prestiti sono alle migliori condizioni di mercato.
Le disponibilità liquide nette, che ammontano a 85.836 migliaia di euro (18.094 migliaia
di euro a fine 2003), sono rappresentate quasi interamente dalla giacenza sui conti
correnti ordinari e a vista intrattenuti con Enifin S.p.A..
61
ENIPOWER
BILANCIO 2004
Reclassified statement of cash flow
Year's profit (loss)
2002
2003
2004
86,029
3,294
29,800
adjustment
Amortisation and other non-monetary components
24,609
32,312
80,806
(55,841)
17,684
35,711
Cash flow from operating result before variation
in year's capital
54,797
53,290
146,317
Variation in year's capital in relation to operations
63,122
3,619
(23,452)
Dividends collected, interest and extraordinary charges/income
(paid) collected and tax on income paid
(14,006)
(4,660)
(23,212)
Cash flow net of year's activity
103,913
52,249
99,653
Dividends, interest, extraordinary income/charges, income tax
Investments in tangible and intangible fixed assets
Financial investments instrumental to operations
Divestures
Other variations related to investments
Free Cash Flow
Investments and disinvestments related to financing
(432,390) (527,191) (358,049)
(274)
(23,938)
(12,564)
(9,842)
(29,986)
628
191,371
(136,752) (508,722) (300,946)
(1.586)
(241)
Variation in financing payables
197,907
184,390
99,948
Cash flow of own capital
102,959
180,000
269,061
-
-
-
162,528 (144,573)
67,931
Exchange rate differences on cash and bank
Net cash flow for the period
Free Cash Flow
Net financial borrowing (availability) of lines of business
purchases and disinvestments
Cash flow of own capital
Exchange rate differences on net financial borrowing (availability)
and other variations
Variation in net financial borrowing (availability)
(132)
(136,752) (508,722) (300,946)
-
-
-
102,959
180,000
269,061
-
-
(373)
(33,793) (328,722)
(32,258)
The financial requirement originates essentially from the outlays for investments in
tangible and intangible fixed assets (Euro 358,049 thousand), investments in financial
assets (Euro 12,564 thousand) and other variations in investment activities (Euro 29,986
thousand) of which a large part is represented by the reduction in payables for
investments. This requirement was covered almost entirely with the cash flow from
shareholders' equity of Euro 269,061 thousand and with the net cash flow from operations
of Euro 99,653 thousand; net liquid assets decreased by Euro 32,258 thousand.
Information about investments made during the year is given in the section on
investments.
62
ENIPOWER
BALANCE SHEET 2004
Rendiconto finanziario riclassificato
Utile (perdita) dell’esercizio
2002
2003
2004
86.029
3.294
29.800
a rettifica
Ammortamenti ed altri componenti non monetari
24.609
32.312
80.806
(55.841)
17.684
35.711
Flusso di cassa del risultato operativo prima della variazione
del capitale di esercizio
54.797
53.290
146.317
Variazione del capitale di esercizio relativo alla gestione
63.122
3.619
(23.452)
Dividendi incassati, interessi e oneri/proventi straordinari
(pagati) incassati e imposte sul reddito pagate
(14.006)
(4.660)
(23.212)
103.913
52.249
99.653
Dividendi, interessi, proventi/oneri straordinari, imposte sul reddito
Investimenti in immobilizzazioni materiali e immateriali
Investimenti finanziari strumentali all’attività operativa
Disinvestimenti
Altre variazioni relative all’attività di investimento
Free Cash Flow
Investimenti e disinvestimenti relativi all’attività di finanziamento
(432.390) (527.191) (358.049)
(274)
(23.938)
(12.564)
(9.842)
(29.986)
628
191.371
(136.752) (508.722) (300.946)
(1.586)
(241)
(132)
Variazione debiti finanziari
197.907
184.390
99.948
Flusso di cassa del capitale proprio
102.959
180.000
269.061
-
-
-
162.528 (144.573)
67.931
Differenze cambio sulle disponibilità
Flusso di cassa netto del periodo
Free Cash Flow
Indebitamento (disponibilità) finanziario netto rami di azienda
acquisiti e disinvestiti
Flusso di cassa del capitale proprio
Differenze cambio sull’indebitamento (dispo nibilità) finanziario netto
e altre variazioni
Variazione indebitamento (disponibilità) finanziario netto
(136.752) (508.722) (300.946)
-
-
-
102.959
180.000
269.061
-
-
(373)
(33.793) (328.722)
(32.258)
Il fabbisogno finanziario si origina essenzialmente dagli esborsi per gli investimenti in
immobilizzazioni materiali e immateriali (358.049 migliaia di euro), dagli investimenti in
immobilizzazioni finanziarie (12.564 migliaia di euro), nonché dalle altre variazioni
relative all'attività di investimento (29.986 migliaia di euro), di cui gran parte è il
decremento dei debiti per investimenti. Tale fabbisogno è stato coperto quasi interamente
con il flusso di cassa da capitale proprio di 269.061 migliaia di euro e con il flusso di cassa
netto da attività di esercizio di 99.653 migliaia di euro; le disponibilità finanziarie nette si
sono ridotte di 32.258 migliaia di euro. Le informazioni in ordine agli investimenti
effettuati nell'esercizio sono indicate nel commento sugli investimenti.
63
ENIPOWER
BILANCIO 2004
other information
Operating trend of subsidiaries
The table below indicates the operating result and net result of the main subsidiaries in 2003 and 2004, as
recorded in their respective draft financial statements.
Operating income
EniPower Trading S.p.A.
EniPower Trasmissione S.p.A.
EniPower Iniziative Industriali S.p.A.
Società EniPower Ferrara S.r.l.
Net result
2003
2004
change
2003
2004
4,303
6,118
1,815
2,816
3,873
change
1,057
(3,126)
1,665
4,791
(2,258)
314
2,572
(35)
(44)
(9)
(35)
(44)
(9)
(108)
(1,307)
(1,199)
127
(876)
(1,003)
EniPower Trading S.p.A. was set up in March 2000 and deals with the sales and purchase of electricity on the
free market. In 2004 it sold more than 9.6 terawatt-hour of electricity (of which 7.1 terawatt-hour purchased
by EniPower S.p.A.) to 600 eligible customers including end users and wholesalers, serving them through
1,739 delivery points. In the previous year it sold approximately 4.6 terawatt-hour of electricity to
approximately 369 eligible customers. Revenue in 2004 amounted to Euro 680,640 thousand. The operating
result was Euro 6,118 thousand and the year's profit amounted to Euro 3,873 thousand.
EniPower Trasmissione S.p.A. is the owner and manager of four sections of the national
high voltage power grid located at Brindisi, Ferrera Erbognone (PV), Mantua and Ravenna
which connect EniPower S.p.A.'s plants to the National Transmission Grid. The company
receives a fee for the use of the above-stated transmission lines. The operating result was
Euro 1,665 thousand and the year's profit amounted to Euro 314 thousand.
EniPower Iniziative Industriali S.p.A. was set up in July 2000 and has still not started
operating; therefore, the loss of the year of Euro 44 thousand is due to the corporate costs
borne (allocation of fees to the Board of Statutory Auditors, the Board of Directors, the
Independent Auditors and the costs of the administrative services rendered by Sofid
S.p.A.). The company was purchased for use as a “vehicle” in view of any take-overs of
branches of business (e.g. Mantua).
Società EniPower Ferrara (abbreviated to S.E.F.) S.r.l. is the company taken-over by third
parties in 2002 which set up the investment in the new combined cycle plant at Ferrara. As
of 1 August 2004, following the transfer of the Ferrara branch of business received from
Syndial S.p.A., the company mainly produced and sold electricity and steam for industrial
uses. Other less significant sales regarded services, compressed air and water treated for
industrial uses. The operating result registered a loss of Euro 1,307 thousand and the year's
loss amounted to Euro 876 thousand which, however, in relation to the results forecast in
the company's programme, should not be considered other than temporary.
64
ENIPOWER
BALANCE SHEET 2004
OTHER INFORMATION
altre informazioni
Andamento economico delle società controllate
Nella tabella seguente sono riportati il risultato operativo e il risultato netto delle principali società
controllate per gli esercizi 2003 e 2004, quali risultano dai rispettivi progetti di bilancio.
Risultato operativo
2003
Società EniPower Ferrara S.r.l.
Risultato netto
2004 Variazione
2003
2004 Variazione
4.303
6.118
1.815
2.816
3.873
1.057
(3.126)
1.665
4.791
(2.258)
314
2.572
(35)
(44)
(9)
(35)
(44)
(9)
(108)
(1.307)
(1.199)
127
(876)
(1.003)
EniPower Trading S.p.A. è stata costituita nel marzo 2000 e svolge attività di compra-vendita di energia
elettrica sul libero mercato. Nel 2004 ha venduto oltre 9,6 terawattora di energia elettrica (di cui 7,1
terawattora acquistati da EniPower S.p.A.) a 600 clienti idonei fra utenti finali e grossisti servendoli su 1.739
punti di prelievo. Nell'esercizio precedente aveva venduto circa 4,6 terawattora di energia elettrica a circa
369 clienti idonei. I ricavi del 2004 ammontano a 680.640 migliaia di euro. Il risultato operativo è di 6.118
migliaia di euro e l'utile d'esercizio è di 3.873 migliaia di euro.
EniPower Trasmissione S.p.A. è proprietaria ed esercisce quattro tratti di rete elettrica
nazionale ad alta tensione situati a Brindisi, Ferrera Erbognone (PV), Mantova e Ravenna
che collegano con la rete di trasmissione nazionale gli impianti di EniPower S.p.A.. La
società riceve un corrispettivo per l'utilizzo delle sopraccitate linee di trasmissione. Il
risultato operativo è di 1.665 migliaia di euro e l'utile d'esercizio è di 314 migliaia di euro.
EniPower Iniziative Industriali S.p.A. è stata costituita nel luglio 2000 e non ha ancora
svolto attività operativa, pertanto la perdita d'esercizio di 44 migliaia di euro è dovuta ai
costi societari sostenuti (stanziamento emolumenti del Collegio Sindacale, del Consiglio
di Amministrazione, della Società di Revisione e dei costi per il service amministrativo
effettuato da Sofid S.p.A.). La società è stata acquistata per essere utilizzata quale “veicolo”,
in previsione di eventuali acquisizioni di rami d'azienda (ad esempio Mantova).
Società EniPower Ferrara (abbreviata S.E.F.) S.r.l. è la società acquisita da terzi nel 2002 che
ha avviato l'investimento di una nuova centrale a ciclo combinato a Ferrara. A far data dal
1° agosto 2004, in seguito al conferimento del ramo di azienda di Ferrara ricevuto da
Syndial S.p.A., la società ha prodotto e venduto principalmente energia elettrica e vapore
per usi industriali. Altre vendite minori riguardano servizi, aria compressa e acque trattate
per usi industriali. Il risultato operativo è la perdita di 1.307 migliaia di euro e la perdita
d'esercizio è di 876 migliaia di euro, che tuttavia, in relazione ai risultati previsti nel piano
aziendale, non è da considerarsi durevole.
65
ENIPOWER
BILANCIO 2004
ALTRE INFORMAZIONI
Transactions with related parties and summary of the main
operations on investments
Transactions with related parties refer mainly to the transfer of assets, rendering of
services and the provision and use of financial resources with companies controlled by
or affiliated with Eni S.p.A.. The above transactions are part of the Company's ordinary
operations and are conducted on an arm's length basis; i.e. at the conditions that would
be applied between two independent parties; all transactions were carried out in
company's interests.
The amounts of the trade, financial and other transactions with correlated parties and
a description of the most important types of transactions are illustrated in the Notes to
the Financial Statements. The most significant transactions regard the procurement of
natural gas from Eni S.p.A. Gas & Power Division and fuel oil from Eni S.p.A. Refining &
Marketing Division on the basis of contracts with prices set in relation to objective
market parameters (the fees are linked to the trend of the main energy products); the
Company also receives industrial services at its sites from Eni S.p.A. Refining &
Marketing Division and from Polimeri Europa S.p.A., whose relationships are regulated
by contracts which include different rates depending on the services used. On the active
side, the Company supplies electricity and steam to Eni S.p.A. Refining & Marketing
Division, to Polimeri Europa S.p.A. and to the subsidiary EniPower Trading S.p.A. again
on the basis of contracts with prices set in relation to objective market parameters
(prices are generally linked to the Ct, which represents the variable component of the
cost of electricity measured by the Authority periodically on the basis of a standard fuel
basket). It also provides managerial services to its subsidiaries under special contracts
whose annual fees are calculated every year proportionately to the average cost of labour
of the resources assigned to the activities plus indirect costs and an adequate
compensation.
Your Company holds investmets in the four subsidiaries described above, in the
affiliates Termica Milazzo S.r.l. and Ravenna Servizi Industriali S.c.p.a. and in the
companies Brindisi Servizi Generali S.c.a.r.l. and API Energy S.r.l. (commercial
agent).
The main corporate operations carried out by the company during 2004 are listed below.
On 24 September 2004 the Shareholders' Meeting resolved to transform EniPower
Iniziative Industriali from an S.r.l. (limited liability company) into an S.p.A. (joint-stock
company).
On 11 November 2004 the Extraordinary Shareholders' Meeting of EniPower Trasmissione
S.p.A. resolved to increase the share capital by Euro 5 million.
On 1 August 2004 the increase in share capital of EniPower Ferrara S.r.l. (S.E.F.) from Euro
13,500 thousand to Euro 24,780 thousand came into effect with the issue of shares with
a par value of Euro 1.00 each, to be paid up against transfer by the company Syndial S.p.A.
of the business line located at the Ferrara plant.
On 19 October 2004 a 28.1% investment in Ravenna Servizi Industriali joint-stock
consortium company was purchased; subsequently on 15 December 2004, following the
transfer of the business line by Polimeri Europa S.p.A., a number of shares were bought
to reach an investment share of 28.1%.
Treasury shares and shares of parent companies
In accordance with the provisions of article 2428, clause 2, no. 3) of the Italian Civil Code, it
is certified that Your Company does not hold and did not hold during the year, nor was it
authorized by the relative Shareholders' Meeting to purchase own shares or shares of the
parent company Eni S.p.A. either directly or through trust companies or third parties.
66
ENIPOWER
BALANCE SHEET 2004
OTHER INFORMATION
Rapporti con parti correlate e sintesi delle principali operazioni
sulle partecipazioni
La Vostra Società è controllata dall'Eni S.p.A. 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 le proprie imprese controllate e con le altre imprese
controllate e collegate dell'Eni S.p.A.. Tutte le operazioni fanno parte della ordinaria
gestione, sono regolate a condizioni di mercato, cioè alle condizioni che si sarebbero
applicate fra due parti indipendenti, e sono state compiute nell'interesse dell'impresa.
Gli ammontari dei rapporti di natura commerciale e diversa e di natura finanziaria posti
in essere con le parti correlate e la descrizione della tipologia delle operazioni più rilevanti
sono evidenziate nella nota integrativa. In particolare gli scambi più rilevanti riguardano
l'approvvigionamento di gas naturale dall'Eni S.p.A. Divisione Gas & Power e olio
combustibile da Eni S.p.A. Divisione Refining & Marketing sulla base di contratti con
prezzi determinati in base a oggettivi parametri di mercato (i corrispettivi sono legati
all'andamento dei principali prodotti energetici); la Società riceve anche servizi
industriali nei propri siti dalla stessa Eni S.p.A. Divisione Refining & Marketing e dalla
Polimeri Europa S.p.A., i cui rapporti sono regolati da contratti che contengono tariffe
differenziate in relazione ai servizi utilizzati. Sul fronte attivo la Società somministra
energia elettrica e vapore ad Eni S.p.A. Divisione Refining & Marketing, alla Polimeri
Europa S.p.A. e alla controllata EniPower Trading S.p.A. sempre in base a contratti con
prezzi determinati in base ad oggettivi parametri di mercato (in genere i prezzi sono
ancorati al Ct, che rappresenta la componente variabile del costo dell'energia elettrica
rilevata dall'Authority periodicamente sulla base di un paniere dei combustibili), 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 rimunerazione.
La Vostra Società possiede partecipazioni nelle quattro società controllate sopra descritte,
nelle società collegate Termica Milazzo S.r.l. e Ravenna Servizi Industriali S.c.p.a. e nella
società Brindisi Servizi Generali S.c.a r.l. e API Energy S.r.l. (agente commerciale).
Si elencano, di seguito, le principali operazioni societarie che sono state effettuate nel
corso del 2004.
In data 24 settembre 2004 l'Assemblea ha trasformato EniPower Iniziative Industriali da
S.r.l. a S.p.A..
In data 11 novembre 2004 l'Assemblea Straordinaria di EniPower Trasmissione S.p.A. ha
deliberato l'aumento di 5 milioni di euro del capitale sociale.
In data 1° agosto 2004 ha avuto efficacia l'aumento del capitale sociale della Società
EniPower Ferrara S.r.l. (S.E.F.) da 13.500 migliaia di euro a 24.780 migliaia di euro mediante
emissione di quote da euro 1,00 cadauna, da liberarsi contro conferimento da parte della
società Syndial S.p.A. del ramo d'azienda sito nello stabilimento di Ferrara.
In data 19 ottobre 2004 è stata acquisita la partecipazione del 28,1% nella Ravenna Servizi
Industriali Società consortile per azioni; successivamente in data 15 dicembre 2004, in
seguito al conferimento di ramo d'azienda da parte della Polimeri Europa S.p.A., sono state
acquistate un numero di azioni tali da riportare la quota di partecipazione al 28,1%.
Azioni proprie o di società controllanti
In ottemperanza a quanto disposto dall'Articolo 2428, comma 2, n. 3) del codice civile, si
attesta che la Vostra Società non detiene e non ha detenuto nel corso dell'esercizio, né è
stata autorizzata dalla relativa Assemblea ad acquistare azioni proprie o azioni della
controllante Eni S.p.A., neanche tramite società fiduciaria o interposta persona.
67
ENIPOWER
BILANCIO 2004
ALTRE INFORMAZIONI
Secondary offices
In accordance with article 2428, clause 4 of the Italian Civil Code, it is hereby certified that
at 31 December 2004 your Company does not have sub-office but does have the following
local units:
■ Piazza Vanoni, 1 - San Donato Milanese (Mi) - administrative headquarters
■ Via Brancati, 64 - Rome - commercial office
■ Via E. Fermi, 4 - Brindisi - plant
■ Via Aurelia, 7 - Livorno - plant
■ Via Taliercio, 14 - Mantua - plant
■ Via Baiona, 107/111 - Ravenna - plant
■ Strada Statale Ionica, 106 - Taranto - plant
■ Strada della Corradina - Ferrera Erbognone (PV) - plant
Major events occurred after the end of the financial year
On 27 January 2005 the Extraordinary Shareholders' Meeting of the company EniPower
Trading S.p.A. resolved to increase the share capital from Euro 10,000 thousand to Euro
30,000 thousand. The increase of Euro 20,000 thousand was fully subscribed and paid into
the company's cash in hand by the sole shareholder EniPower S.p.A. on 20 January 2005 by
bank transfer negotiated with Sofid S.p.A.
Performance outlook
In Italy, for 2005 an increase of 1.1% in the gross domestic product, an increase of 1.1% in
the consumption of families and of 1.5% in gross fixed investments are forecast(6);
consumer prices will rise by 1.9% with the price of Brent dated on average around 41.3 US
dollars a barrel; the unemployment rate is estimated to be around 8.3%, the three month
Euribor interbank interest rate is expected to be 2.1% and, finally, the average US
dollar/Euro exchange rate is estimated to be 1.31.
During 2005, with the expected start-up of the two combined cycle units at Mantua and
two units at Brindisi, there will be a significant increase in the amount of electricity sold
and of the Company's operating result.
It is estimated that by the end of 2005 the business line comprising the Mantua plant will
be transferred to the subsidiary EniPower Iniziative Industriali S.p.A. to allow the company
TEA S.p.A. of Mantua (municipal company specialized in energy and environmental
services) to buy a minority interest of the share capital.
The Marzocchi case
In the criminal proceeding against “Prior Pierantonio and others” for the crimes as of
articles 81, clauses 110, 319, 319-bis and 321 of the code of criminal procedure(7) pending
with the Public Prosecutor's Office at the Court of Milan, in the morning of 29 July 2004
the Guardia di Finanza (Revenue Guards Corps) served EniPower at its registered office:
a) a writ of summons to EniPower S.p.A. as subject under investigation pursuant to article
25, Legislative Decree no. 231/2001(8);
(6) Source: Eni Studies Office - Report of 28 February 2005.
(7) Article 319 of the Code of Criminal Procedure punishes corruption of public officers, article. 319-bis indicates the aggravating circumstances
( “… if the object of the deed … is the stipulation of contracts in which the public administration to which the public officer belongs is
involved”), article. 321 of the Code of Criminal Procedure regards the punishment for the briber, article 81 of the Code of Criminal
Procedure regarding repeated offences, article 110 of the Code of Criminal Procedure complicity of … several persons…” in the crime.
(8) Which regards, in relation to the commission, also the offence as of article 319 of the Code of Criminal Procedure with any aggravating
circumstances as of article 319-bis of the Code of Criminal Procedure, the money-penalty of the “entity” as well as interdictory sanction as of
article 9, clause 2 above for a period “…of not less than one year”. The interdictory sanctions are: a) prohibition to practise a profession; b)
suspension or revocation of authorisation, licenses etc. functional “…to the comitting of the offence”; c) “prohibition to negotiate with the Public
Administration.”; d) l' exclusion from “..facilitations, financing, contributions, subsidies ..”; e) “prohibition to advertise goods or services”.
68
ENIPOWER
BALANCE SHEET 2004
OTHER INFORMATION
Sedi secondarie
In ottemperanza a quanto disposto dall’articolo 2428, quarto comma del codice civile, si
attesta che al 31 dicembre 2004 la Vostra società non ha sedi secondarie, ma ha le seguenti
unità locali:
■ Piazza Vanoni, 1 - San Donato Milanese (Mi) - sede amministrativa
■ Via Brancati, 64 - Roma - ufficio commerciale
■ Via E. Fermi, 4 - Brindisi - stabilimento
■ Via Aurelia, 7 - Livorno - stabilimento
■ Via Taliercio, 14 - Mantova - stabilimento
■ Via Baiona, 107/111 - Ravenna - stabilimento
■ Strada Statale Ionica, 106 - Taranto - stabilimento
■ Strada della Corradina - Ferrera Erbognone (PV) - stabilimento
Fatti di rilievo avvenuti dopo la chiusura dell’esercizio
Il 27 gennaio 2005, l'Assemblea Straordinaria della società EniPower Trading S.p.A. ha
deliberato di aumentare il capitale sociale da 10.000 migliaia di euro a 30.000 migliaia di
euro. L'aumento di 20.000 migliaia di euro è stato integralmente sottoscritto e versato
nelle casse sociali da parte dell'azionista unico EniPower S.p.A. in data 20 gennaio 2005
mediante bonifico negoziato con la Sofid S.p.A..
Evoluzione prevedibile della gestione
In Italia, nell'anno 2005, è atteso(6) l'aumento dell'1,1% del prodotto interno lordo,
l'incremento dell'1,1% dei consumi delle famiglie e dell '1,5% degli investimenti fissi
lordi; i prezzi al consumo saliranno dell'1,9%, con il prezzo del petrolio Brent dated
mediamente intorno a 41,3 Dollari a barile; il saggio di disoccupazione è stimato all'8,3%,
il tasso di interesse nominale Euribor a tre mesi è previsto al 2,1% e infine il cambio medio
Dollaro statunitense/euro è stimato sopra la parità a 1,31.
Nel corso del 2005, con la prevista entrata in esercizio dei due gruppi a ciclo combinato di
Mantova e di due gruppi di Brindisi, si registrerà un consistente incremento delle quantità
di energia elettrica venduta e dei risultati operativi della Società.
Si prevede che entro il corrente anno il ramo d'azienda composto dalla centrale di
Mantova venga conferito alla società controllata EniPower Iniziative Industriali S.p.A., in
modo da consentire alla società TEA S.p.A. di Mantova (società municipalizzata
specializzata in servizi energetici ed ambientali) di acquisire eventualmente una quota di
minoranza nel capitale sociale.
Il caso Marzocchi
Nell'ambito del procedimento penale nei confronti di “Prior Pierantonio ed altri” per i
reati di cui agli artt. 81 capoverso c.p., 110, 319, 319-bis e 321 c.p.(7), in essere presso la
Procura della Repubblica presso il Tribunale di Milano, la mattina di giovedì 29 luglio 2004
la Guardia di Finanza ha notificato a EniPower presso la sede legale:
a) un'informazione di garanzia per EniPower S.p.A., quale soggetto sottoposto ad indagine
ai sensi dell'art. 25 D. Lgs. n. 231/2001(8);
(6) Fonte: Ufficio Studi Eni - Rapporto del 28 febbraio 2005.
(7) L'art. 319 c.p. punisce la corruzione del pubblico ufficiale, l'art. 319-bis indica le circostanze aggravanti ( “… se il fatto … ha per oggetto la
stipulazione di contratti nei quali sia interessata la pubblica amministrazione alla quale il pubblico ufficiale appartiene”), l'art. 321 c.p. riguarda
la pena per il corruttore, l'art. 81 capoverso c.p. concerne il reato continuato, l'art. 110 c.p. il concorso di “… più persone…” nel reato.
(8) Che concerne, in relazione alla commissione, tra gli altri, del reato di cui all'art. 319 c.p. con eventualmente l'aggravante di cui all'art. 319-bis c.p.,
la sanzione pecuniaria a carico dell' “ente”, nonché le sanzioni interdittive di cui al precedente art. 9, comma 2, per un periodo “…non
inferiore ad un anno”. Le sanzioni interdittive sono: a) l'interdizione dall'esercizio dell'attività; b) la sospensione o revoca di
autorizzazione, licenze etc. funzionali “…alla commissione dell'illecito”; c) “il divieto di contrattare con la P.A.”; d) l' esclusione da
“..agevolazioni, finanziamenti, contributi,sussidi..”; e) “il divieto di pubblicizzare beni o servizi”.
69
ENIPOWER
BILANCIO 2004
ALTRE INFORMAZIONI
b) a search warrant for the premises (article 250 of the Code of Criminal Procedure and
ensuing) which regarded the office used by Mr. Lorenzino Marzocchi, director of EniPower,
under investigation for the crimes as of articles 81, clauses 110, 319, 319-bis and 321 of the
Code of Criminal Procedure;
c) a seizure warrant (article 253 of the Code of Criminal Procedure) regarding
"...documents regarding relationships between EniPower and the ABB group and, in
particular, contracts and documents (including emails) related to the award of contracts
and supplies to ABB all for the period from 1999 to date.” Moreover, “…as the proceeding
also involves article 25, legislative decree no. 231/2001, any existing organizational models
will have to be handed over.”
Simultaneously, similar searches and seizure actions were underway at the head office of
the subsidiary Snamprogetti S.p.A. which had also been served with the same writ of
summons and which, acting as contractor of EniPower S.p.A. under a specific engineering,
procurement and works supervision services agreement for EniPower S.p.A.'s complex
investment programme conserves, inter alia, most of the documents concerning said
programme.
Mr. Marzocchi, albeit a director, did not hold a top position in the Company's organisation
(not being responsible for any Function and coordinating the work of just four people)
and had not been granted powers of signature.
His position in the company, specified in directive number 11/2004 of 27 May 2004 was:
“Project manager responsible for the Mantua and Ravenna projects” and did not therefore
belong to the Procurement Office.
On 30 July 2004 the Company entrusted its defence to attorney at law Federico Stella.
With letter dated 3 August 2004 the employee under investigation was suspended
indefinitely.
On the following days it became known(9) that Mr. Marzocchi had confessed to having
received (through third party professionals, principals in the second degree) illegitimate
benefits from third party companies in relation to contracts commissioned by EniPower
S.p.A. for the development of the investment programme.
Subsequently, on Sunday 8 August 2004 the above-stated Mr. Marzocchi was informed by
telegram of his dismissal - with immediate effect - which was then confirmed by letter sent
by registered mail with notification of receipt on 9 August 2004.
The company, placing the question with utmost trust and due promptness in the hands
of the judiciary, reserves the right to take all necessary actions to claim reimbursement
from Mr. Marzocchi for damages and to protect its image.
Mr. Marzocchi then requested in a letter sent be registered mail with notification of
receipt dated 18 August 2004 to be placed in retirement, having “…met the requirements.”
With directive number 4/2004 of 10 August 2004 the Internal Auditing Unit was set up,
reporting directly to the Chairman. On the same date Organizational Memo number
18/2004 was issued under which a new work group was set up with the aim of analytically
examining the activities carried out at the worksites for the construction of the new
combined cycle plants at the Brindisi, Ferrera Erbognone, Mantua and Ravenna plants. The
above group began its activities in mid August, checking the correctness in technical and
procedural terms of all the activities carried out by the companies investigated by the
Public Prosecutor's Office of Milan.
Similar controls are being made by Eni S.p.A. and by Snamprogetti S.p.A. Three Internal
Auditing teams have been set up: one in Eni, operating within Eni itself and in the main
companies controlled by it, one in Snamprogetti and one in EniPower.
Moreover, in the Board of Directors' Meeting of 7 September 2004 it was resolved to
appoint an international certification company (Det Norske Veritas) to benchmark
EniPower's procedures regarding the goods and services procurement process with best
international standards and - following a request received from the mayors of Mantua,
Ravenna and Ferrara - to check compliance of the Enipower plants being built (starting
with Mantua) with the environmental and safety requirements envisaged by current laws
and standards.
In parallel, Snamprogetti has also decided to ask professors of the Politecnico of Milano
to review the technical evaluations made on the basis of the bids.
(9) Confirmed by the inquiry report.
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ENIPOWER
BALANCE SHEET 2004
OTHER INFORMATION
b) un decreto di perquisizione locale (art. 250 c.p.p. e seguenti) che riguarda l'ufficio in uso
all'Ing. Lorenzino Marzocchi, dirigente di EniPower, indagato per i reati di cui agli artt. 81
capoverso c.p., 110, 319 e 319-bis;
c) un decreto di sequestro (art. 253 c.p.p. e seguenti) relativo a “..documentazione
riguardante i rapporti tra EniPower e il gruppo ABB, in particolare i contratti e la
documentazione (comprese le e-mail) inerente le gare per l'assegnazione di appalti e
forniture ad ABB; il tutto relativamente al periodo dal 1999 ad oggi”. Inoltre, “…poiché si
procede anche in relazione all'art. 25 D. Lgs. n. 231/2001 dovranno essere acquisiti - ove
esistenti - i modelli organizzativi”.
Contemporaneamente, simili attività di perquisizione e sequestro erano in corso nella
sede della consociata Snamprogetti S.p.A., che si è appreso essere stata raggiunta da
analoga informazione di garanzia, e che, svolgendo la funzione di appaltatore di EniPower
S.p.A in forza di apposito contratto di appalto di servizi di ingegneria, procurement e
controllo esecuzione lavori relativo al complesso programma di investimenti di EniPower
S.p.A., conserva, tra l'altro, gran parte della documentazione concernente le gare relative a
tale programma.
L'Ing. Marzocchi, pur essendo dirigente, non aveva un ruolo apicale nell'ambito della
struttura organizzativa della Società (non essendo responsabile di alcuna Funzione ed
essendo solo coordinatore di quattro persone), né gli erano state conferite procure di firma.
La sua qualifica in azienda, specificata nella comunicazione organizzativa numero
11/2004 del 27 maggio 2004 era: “Project manager responsabile dei progetti Mantova e
Ravenna” e pertanto non apparteneva all'Ufficio Acquisti.
La difesa della Società è stata affidata al Prof. Avv. Federico Stella che ha ricevuto apposito
mandato con data 30 luglio 2004.
Con lettera del 3 agosto 2004 è stata disposta la sospensione a tempo indeterminato dal
servizio del dipendente indagato. Nei giorni successivi, si è avuto modo di apprendere(9)
che il suddetto Ing. Marzocchi avrebbe confessato di aver percepito (avvalendosi di terzi
professionisti, con lui concorrenti nel reato) illeciti benefici da imprese terze in relazione
ad appalti commessi da EniPower S.p.A. per la realizzazione del suo programma di
investimenti. Successivamente, domenica 8 agosto 2004 è stato comunicato a mezzo
telegramma al suddetto Ing. Marzocchi il licenziamento - con effetto immediato - poi
confermato con Raccomandata A.R. il giorno 9 agosto 2004.
La Società, nel mettersi a disposizione della Magistratura inquirente con la massima
fiducia e la doverosa sollecitudine, si è riservata ogni iniziativa di natura risarcitoria e di
tutela della propria immagine verso l'Ing. Marzocchi. Quest'ultimo ha successivamente
richiesto con Raccomandata A.R. del 18 agosto 2004 di essere posto in pensione, avendone
“…maturato i requisiti”. Con ordine di servizio numero 4/2004, il 10 agosto 2004 è stata
costituita alle dirette dipendenze del Presidente l'unità Internal Auditing. Nella stessa
data è stata emessa la Comunicazione Organizzativa numero 18/2004 con la quale viene
costituito un gruppo di lavoro con lo scopo di esaminare analiticamente le attività che
sono state svolte nei cantieri per la realizzazione dei nuovi impianti a ciclo combinato
presso gli stabilimenti di Brindisi, Ferrera Erbognone, Mantova e Ravenna. Il suddetto
gruppo ha iniziato a operare dalla metà di agosto per verificare la correttezza sul piano
tecnico e procedurale di tutte le attività svolte nei rapporti con le azienda indagate dalla
Procura di Milano. Analoghe attività di verifica sono effettuate da parte di Eni S.p.A. e da
parte di Snamprogetti S.p.A. In definitiva, sono stati costituiti tre gruppi di Internal
Auditing: uno in Eni, che opera nell'ambito della stessa Eni e delle principali società
controllate da Eni, uno in Snamprogetti e uno in EniPower.
In aggiunta, nell'adunanza del 7 settembre 2004 il Consiglio ha deliberato di affidare ad
una società di certificazione internazionale (Det Norske Veritas) la verifica delle
procedure di EniPower inerenti il processo di approvvigionamento di beni e servizi
rispetto ai migliori standard internazionali, nonché - anche a seguito di richiesta in tal
senso pervenuta da parte dei Sindaci di Mantova, Ravenna e Ferrara - la verifica della
rispondenza delle costruende centrali di EniPower (a cominciare da Mantova) ai requisiti
ambientali e di sicurezza previsti dagli standard e dalle normative vigenti.
Parallelamente, la Snamprogetti ha altresì deciso di affidare a professori del Politecnico di
Milano la revisione delle valutazioni tecniche operate alla base delle gare di appalto.
(9) Confermato dai verbali di interrogatorio.
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ENIPOWER
BILANCIO 2004
ALTRE INFORMAZIONI
These activities, which are still underway, have not brought to light any elements worthy
of mention or any elements related to the Marzocchi case.
Since its establishment EniPower S.p.A. has operated in line with formalized
organizational procedures and models. To complete the procedure started in February
2003, in the meeting of 23 September 2004 the EniPower S.p.A. Board of Directors
approved the organization, management and control model in accordance with
legislative decree no. 231/01 and also appointed the Supervisory Board. Several months
after the start of the investigations the only EniPower person who seems to be involved is
Mr. Marzocchi, and so the entire case seems to be a case of disloyal behaviour of an
employee. For the above reason it was not considered necessary to make an allocation to
the provision for risks and charges in the financial statements at 31 December 2004.
Introduction of international accounting principles known as
the International Accounting Standards (I.A.S.)
On 21 October 2004 the Board of Directors resolved to entrust the company Deloitte &
Touche S.p.A. with the task of examining the impact on the Eni S.p.A. consolidated
financial statements of changes to be made to the accounting items of EniPower S.p.A. and
its subsidiaries due to the introduction as of 1 January 2005 (with comparison with 2004)
of the International Accounting Standards (I.A.S.).
Obligations under resolution 310/01 of the Authority for
Electricity and Gas
The company produces electricity and performs other activities and so it is subject to the
obligations of umbundling as envisaged in resolution 310/01 of the Authority for
Electricity and Gas. Separation by activity of the balance sheet and profit and loss account
is attached to the report herein (attachment 1), in accordance with Article 9, clause 1
resolution 310/01.
Declaration pursuant to Legislative Decree no. 196
of 30 June 2003
The Chairman, as data controller of the Company's personal data, declares that the
programmatic document on safety has been prepared according to Legislative Decree no.
196 of 30 June 2003.
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ENIPOWER
BALANCE SHEET 2004
OTHER INFORMATION
Dalle sopraccitate attività di verifica, ancorché non concluse, non sono emersi elementi
degni di nota, né correlati al caso Marzocchi. Fin dalla costituzione EniPower S.p.A. ha
operato con procedure e modelli organizzativi formalizzati. A completamento di un iter
avviato dal febbraio 2003, nell'adunanza del 23 settembre 2004 il Consiglio di
Amministrazione di EniPower S.p.A. ha approvato il modello di organizzazione, gestione
e controllo in conformità al decreto legislativo n. 231/01 e ha contestualmente nominato
l'Organismo di Vigilanza. A diversi mesi dall'inizio delle indagini, l'unica persona di
EniPower che sembra essere coinvolta nella vicenda resta l'Ing. Marzocchi, riducendo il
tutto a un caso di comportamento infedele di un dipendente.
Per quanto sopra esposto non si è ritenuto necessario procedere all'accantonamento al
fondo rischi ed oneri diversi nel bilancio d'esercizio al 31 dicembre 2004.
Introduzione dei principi contabili internazionali noti come
International Accounting Standards (I.A.S.)
Il Consiglio di Amministrazione del 21 ottobre 2004 ha deliberato di affidare alla società
Deloitte & Touche S.p.A., l'incarico per esaminare l'impatto sul bilancio consolidato Eni
S.p.A. delle modifiche da apportare alle partite contabili di EniPower S.p.A. e delle sue
controllate per effetto dell'introduzione, a far data dal 1° gennaio 2005 (con raffronto
anno 2004), dei principi contabili internazionali noti come International Accounting
Standards (I.A.S.).
Obblighi ai sensi della deliberazione 310/01 dell’Autorità
per l’Energia Elettrica e il Gas
La Società svolge attività di produzione di energia elettrica e altre attività, pertanto è soggetta
agli obblighi di separazione contabile e amministrativa previsti dalla deliberazione n. 310/01
dell'Autorità per l'Energia Elettrica e il Gas. In allegato alla presente relazione (allegato 1) è
fornita la separazione per attività dello stato patrimoniale e del conto economico, ai sensi
dell'Articolo 9 comma 1 della delibera 310/01.
Dichiarazione ai sensi del Decreto legislativo n. 196
del 30 giugno 2003
Il Presidente, in qualità di titolare del trattamento dei dati personali della Società, dichiara
che è stato redatto il documento programmatico sulla sicurezza ai sensi del Decreto
Legislativo n. 196 del 30 giugno 2003.
73
ENIPOWER
BILANCIO 2004
ALTRE INFORMAZIONI
glossary
Financial terms
Leverage: measure of the company's level of borrowing calculated as a ratio between net
financial borrowing and shareholders' equity, inclusive of any third party shareholders'
interest;
Leverage: index of return of invested capital calculated as a ratio between net profit
(before any minority interests) plus net financial charges related to net financial debt,
minus the relative tax effect and the average net invested capital.
Operating activities
Single Buyer (Acquirente Unico - AU): pursuant to Legislative Decree no. 79 of 16 March
1999; Article 4, clause 1, “the Operator of the National Transmission Grid sets up a jointstock company called Single Buyer”. The company stipulates and manages supply
contracts with the aim of guaranteeing captive customers the availability of the
production capacity of electricity needed and the supply of electricity in uninterrupted,
safe and efficient conditions and also guaranteeing equal treatment, including tariff
treatment.
Connection: configuration of the plants of producers and users for the purposes of
connection to the Transmission Grids and distribution of electricity. In the gas service it
is the pipeline which connects the transport or Transmission Grid to the delivery and
redelivery point; it can comprise gas treatments plants, pressure reduction plants and
metering equipment. Overhead connection means connection only to the pylon or shunts
or to the consumption origin.
Self-producer: pursuant to Legislative Decree no. 79/99, Article 2, clause 2, “this is the
individual or corporate body that produces electricity and uses at least 70% of it per year
for own uses or for the use of subsidiaries, the parent company and subsidiaries of the
parent company as well as for the use of shareholders of cooperative production and
distribution of electricity as of article 4, no 8 of law no. 1643 of 6 December 1962 of the
members of consortiums or consortium companies set up for the production of electricity
from renewable sources and for the uses of authorized supply at industrial sites prior to
the effective date of the decree herein".
Carbon tax: tax on fossil fuels based on their carbon content in order to reduce emissions
of carbon dioxide.
Combined cycle: technology for producing electricity from gaseous fuels based on
using one or more turbines (generally gas powered: turbogas) associated with a steam
turbine. The heat of the exhaust fumes from the turbine is utilized in a recycle steam
generator where steam is produced and then used in the steam turbine. Combined
cycle plants allow for an extremely efficient use of the fuel and, at the same time, limit
the environmental impact in terms of polluting emissions. If the heat leaving the
combined cycle plant is then used again in an industrial process as technological
steam, there is cogeneration.
CIP6/92: CIP provision of 29 April 1992, no. 6, on the basis of which an incentive system
was introduced for electricity produced in renewable source or similar plants. The
remuneration of plants included in the CIP6 provision consists of two main items: the
avoided cost and a specific incentive for the production technology used. The avoided
cost can be broken down into: avoided plant cost, avoided running and maintenance
cost, avoided fuel cost. The values of the first two are updated annually by the
equalization fund for the electricity sector on the basis of variation in the Istat index
of consumer prices for the community as a whole while the avoided fuel cost is updated
annually on the basis of the costs of procuring natural gas for a thermoelectric plant.
Instead, the specific incentive for production technology varies depending on the type
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ENIPOWER
BALANCE SHEET 2004
GLOSSARY
glossario
Termini finanziari
Leverage Misura il grado di indebitamento della società ed è calcolato come rapporto tra
l’indebitamento finanziario netto e il patrimonio netto comprensivo degli eventuali
interessi di terzi azionisti;
Roace indice di rendimento del capitale investito calcolato come rapporto tra l’utile netto
(prima degli eventuali interessi di terzi azionisti) aumentato degli oneri finanziari netti
correlati all’indebitamento finanziario netto, dedotto il relativo effetto fiscale, e il capitale
investito netto medio.
Attività operativa
Acquirente Unico (AU): ai sensi del Decreto Legislativo 16 marzo 1999, n. 79, Art. 4, comma
1, “il Gestore della rete di trasmissione nazionale costituisce una società per azioni
denominata Acquirente Unico”. La società stipula e gestisce contratti di fornitura al fine di
garantire ai clienti vincolati la disponibilità della capacità produttiva di energia elettrica
necessaria e la fornitura di energia elettrica in condizioni di continuità, sicurezza ed
efficienza del servizio nonché di parità del trattamento, anche tariffario.
Allacciamento: configurazione degli impianti di produttori e utilizzatori ai fini della
connessione alle reti di trasmissione e distribuzione dell'energia elettrica. Nel servizio del
gas è la condotta che realizza la connessione fra la rete di trasporto o di distribuzione e il
punto di consegna e riconsegna; può comprendere impianti di trattamento del gas,
impianti di riduzione della pressione e apparecchi di misura. Per allacciamento aereo si
intende l'esecuzione di un intervento solo sulla colonna montante o sulla derivazione di
utenza.
Autoproduttore: ai sensi del Decreto Legislativo n. 79/99, Art. 2, comma 2, “è la persona
fisica o giuridica che produce energia elettrica e la utilizza in misura non inferiore al 70
per cento annuo per uso proprio ovvero per uso delle società controllate, della società
controllante e delle società controllate dalla medesima controllante, nonché per uso dei
soci delle società cooperative di produzione e distribuzione dell'energia elettrica di cui
all'Articolo 4, n. 8, della Legge 6 dicembre 1962, n. 1643, degli appartenenti ai consorzi o
società consortili costituiti per la produzione di energia elettrica da fonti energetiche
rinnovabili e per gli usi di fornitura autorizzati nei siti industriali anteriormente alla data
di entrata in vigore del presente decreto”.
Carbon tax: tassazione dei combustibili energetici di origine fossile in base al loro
contenuto di carbonio, al fine di ridurre le emissioni di anidride carbonica in atmosfera.
Ciclo combinato: tecnologia per la produzione di energia elettrica da combustibili in
forma gassosa, che si basa sull'utilizzo di una o più turbine (generalmente a gas: turbogas)
associate a una turbina a vapore. Il calore dei fumi allo scarico della turbina viene sfruttato
in un generatore di vapore a recupero nel quale si produce il vapore poi utilizzato nella
turbina a vapore. Le centrali a ciclo combinato permettono un uso particolarmente
efficiente del combustibile e, nello stesso tempo, consentono un limitato impatto
ambientale in termini di emissioni inquinanti. Qualora il calore in uscita dal ciclo
combinato venga ulteriormente impiegato in un processo industriale sotto forma di
vapore tecnologico, si ha cogenerazione.
CIP6/92: provvedimento CIP 29 aprile 1992, n. 6, in base al quale è stato introdotto un
sistema di incentivazione sull'energia elettrica prodotta in impianti rinnovabili e
assimilati. La remunerazione degli impianti che ricadono nel provvedimento CIP6
consiste di due voci principali: il costo evitato e l'incentivazione specifica per la tecnologia
di produzione utilizzata. Il costo evitato a sua volta è composto da: costo evitato
d'impianto, costo evitato di esercizio e manutenzione, costo evitato di combustibile. I
valori dei primi due vengono aggiornati annualmente dalla Cassa conguaglio per il settore
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ENIPOWER
BILANCIO 2004
GLOSSARIO
of plant and represents the incentive quota which allows the invested capital to be
recovered. The CIP6 agreements signed with Enel and now transferred to GRTN have a
variable period of validity as regards the sale of electricity (remunerated on the basis
of the cost avoided) and a period of validity of eight years as regards the payment of
the specific incentive quota for technology.
Eligible customers (electricity sector): according to European Directive 96/92/EC on
the domestic electricity market and Directive 98/30/EC on the domestic natural gas
market, these are customers permitted to operate on the open market, choosing their
own supplier. They are entitled to purchase electricity or gas from any authorized
operator on the market and to have this power transported through the Transmission
and Distribution Grids. According to Legislative Decree no. 79/99, Article 2, clause 6
“this is the individual or corporate entity with the power, under this decree, to stipulate
supply contracts with any producer, distributor or wholesaler in Italy or abroad.”
Captive customers: according to European Directive 96/92/EC on the domestic
electricity market and Directive 98/30/EC on the domestic natural gas market, such
customers are not permitted to operate on the open market, but are subject to
regulated tariffs.
Final Client: according to Legislative Decree no. 79/99, Article 2, clause 7, this is the
client who, not being an eligible customer, is authorized to stipulate supply contracts
exclusively with the distributor operating the service in the territorial area where the
user is located.
Cogeneration: joint production (in the same plant) of electricity and heat which offers
a marked energy saving compared to separate production.
Bilateral agreement: pursuant to Legislative Decree no. 79/99 this is a “supply contract
for electrical services between two market operators.”
Avoided costs: costs which can be saved if a certain activity is abandoned or avoided.
Avoided costs include all costs directly and indirectly caused by the activity over the
timeframe considered; consequently, they can include both the cost of fixed assets
(investments) and current costs.
Electricity Dispatching: pursuant to Legislative Decree no. 79/99, Article 2, clause 10,
“activity aimed at giving instructions for the use and coordinated operation of
production plants, the Transmission Grid and auxiliary services."
In the presence of structures which are not vertically integrated, GRTN's dispatching
activity is aimed, on one hand, at rendering the energy input and withdrawal
programmes defined freely by the operators compatible with the network constraints
and, on the other, at guaranteeing a balance between actual input and withdrawal. The
resources (capacity and energy) needed for this activity are generally procured
adopting market mechanisms (dispatch on the basis of economic merit).
In vertically integrated structures dispatching takes place through direct control of
generation plants managed on the basis of their respective functioning costs; the
manager of the dispatching activity establishes which plants must produce and which
must be used as stand-by so as to guarantee that demand is fulfilled at all times.
Electricity distribution: according to Legislative Decree no. 79/99, Article 2, clause 14,
“this is the transport and transformation into electricity through the medium and low
voltage distribution networks for delivery to final customers.”
Excess electricity: quantity of electricity produced by a self-producer exceeding his
requirement which, without the availability of a set power quota, is sold in accordance
with article 22, clause 3 of law no. 9 of 9 January 1991 to Enel and to the producer and
distributor companies as of article 4, no. 8 of law no. 1643 of 6 December 1962 amended
and supplemented by article 18 of law no. 308 of 29 may 1982 (so-called “minor
electricity companies”). With ruling no. 108 of 28 October 1997 the Authority changed
the sale price of excess quantities established in the CIP6 provisions.
Active energy (power): electricity that can be transformed into another type of energy
(e.g. mechanical energy); measured in watts (W).
Reactive energy (power): in an alternating current electrical system this represents
the energy exchanged uninterruptedly between the various electromagnetic fields
associated with the functioning of said electrical system and of all the related
equipment; measured in Volt Ampere reactive (VAr). Unlike active energy (power), it
cannot be transformed into any other type of energy.
76
ENIPOWER
BALANCE SHEET 2004
GLOSSARY
elettrico in base alle variazioni dell'indice Istat dei prezzi al consumo per l'intera
collettività, mentre il valore del costo evitato di combustibile è aggiornato annualmente
in base ai costi di approvvigionamento di gas naturale per una centrale termoelettrica.
L'incentivo specifico per tecnologia di produzione, invece, varia a seconda della tipologia
d'impianto e rappresenta la quota incentivante che permette il recupero del capitale
investito. Le convenzioni CIP6, ai tempi siglate con Enel e oggi trasferite al GRTN, hanno
una durata variabile per quanto riguarda la cessione di energia elettrica (remunerata in
base al costo evitato) e una durata limitata a otto anni per la corresponsione della quota
incentivante specifica per tecnologia.
Clienti idonei (settore elettrico): secondo la Direttiva Europea 96/92/CE sul mercato
interno dell'energia elettrica e la Direttiva 98/30/CE sul mercato interno del gas naturale,
sono i clienti ammessi a operare sul mercato libero, scegliendo il proprio fornitore. Essi
hanno la facoltà di acquistare energia elettrica o gas da qualsivoglia operatore abilitato
presente sul mercato e di ottenere il trasporto di tale energia sulle reti di trasmissione e
distribuzione. Secondo il Decreto Legislativo n. 79/99, Art. 2, comma 6, “è la persona fisica
o giuridica che ha la capacità, per effetto del presente decreto, di stipulare contratti di
fornitura con qualsiasi produttore, distributore o grossista, sia in Italia sia all'estero”.
Clienti vincolati: secondo la terminologia della Direttiva Europea 96/92/CE sul mercato
interno dell'energia elettrica e della Direttiva 98/30/CE sul mercato interno del gas
naturale, si tratta dei clienti non ammessi a operare sul mercato libero, ma soggetti a
tariffe regolate.
Cliente finale: secondo il Decreto Legislativo n. 79/99, Art. 2, comma 7, è il cliente che, non
rientrando nella categoria dei clienti idonei, è legittimato a stipulare contratti di fornitura
esclusivamente con il distributore che esercita il servizio nell'area territoriale dove è
localizzata l'utenza.
Cogenerazione: produzione congiunta (in uno stesso impianto) di energia elettrica e di
calore che garantisce un significativo risparmio di energia rispetto alle produzioni
separate.
Contratto bilaterale: ai sensi del Decreto Legislativo n. 79/99 è il “contratto di fornitura di
servizi elettrici tra due operatori del mercato”.
Costi evitati: costi che possono essere risparmiati se una determinata attività viene
dismessa o evitata. I costi evitati includono tutti i costi direttamente e indirettamente
causati dall'attività nell'orizzonte temporale considerato; di conseguenza, possono
comprendere sia i costi delle immobilizzazioni (investimenti), sia i costi correnti.
Dispacciamento elettrico: ai sensi del Decreto Legislativo n. 79/99, Art. 2, comma 10,
“attività diretta a impartire disposizioni per l'utilizzazione e l'esercizio coordinati degli
impianti di produzione, della rete di trasmissione e dei servizi ausiliari”.
In presenza di strutture non verticalmente integrate, l'attività di dispacciamento del
GRTN è volta, da un lato, a rendere compatibili i programmi di immissione e prelievo di
energia liberamente definiti dagli operatori con i vincoli della rete e, dall'altro, a garantire
l'equilibrio tra immissioni e prelievi effettivi. L'approvvigionamento delle risorse
(capacità ed energia) necessarie a tale attività avviene normalmente mediante
meccanismi di mercato (si parla di dispacciamento di merito economico).
Nelle strutture verticalmente integrate il dispacciamento si esplica attraverso il controllo
diretto sugli impianti di generazione, gestiti sulla base dei rispettivi costi di
funzionamento; il responsabile dell'attività di dispacciamento stabilisce cioè quali
centrali debbano produrre e quali debbano rimanere come riserva di potenza, in modo da
garantire in ogni momento la copertura della richiesta.
Distribuzione elettrica: : secondo il Decreto Legislativo n. 79/99, Art. 2, comma 14, “è il
trasporto e la trasformazione di energia elettrica su reti di distribuzione a media e bassa
tensione per consegna ai clienti finali”.
Eccedenze di energia elettrica: quantitativi di energia elettrica prodotti da un
autoproduttore eccedenti il suo fabbisogno che, senza la messa a disposizione di una quota
di potenza prefissata, vengono ceduti, ai sensi dell'Art. 22, comma 3, della Legge 9 gennaio
1991, n. 9, a Enel e alle imprese produttrici distributrici di cui all'Art. 4, n. 8, della Legge 6
dicembre 1962, n. 1643, modificato e integrato dall'Art. 18, della Legge 29 maggio 1982, n.
308 (cosiddette “imprese elettriche minori”). L'Autorità con la delibera 28 ottobre 1997, n.
108, ha modificato i prezzi di cessione delle eccedenze stabiliti dal provvedimento CIP6.
Energia (potenza) attiva: energia elettrica trasformabile in energia di altra natura (per
77
ENIPOWER
BILANCIO 2004
GLOSSARIO
Electricity required in the network: net production destined for consumption plus
the balance (positive or negative) with abroad (imports less exports of electricity). The
electricity required in a network is also the same as the sum of the consumptions of
electricity of final users (final demand) and of the transmission and distribution
losses.
Assimilable energy sources: energy resources of fossil origin which, pursuant to
article 1, clause 3 of law no. 10 of 9 January 1991 are assimilable to renewable sources
due to their high energy yield (see energy index). According to the CIP6 provision,
cogeneration plants (see energy Index), plants which use recovered heat, exhaust
fumes and other sources of recoverable energy in production process and in plants as
well as plants which use the waste products of working and/or processes and those
which use fossil sources produced exclusively by minor isolated reservoirs are
considered to be plants fed by assimilable sources.
Conventional energy sources: According to the CIP6 provision, plants for the
production of electricity alone which use commercial fossil fuels are considered plants
fed by traditional sources.
Renewable energy sources: source with an energy potential which renews
continuously. According to the CIP6 provision, plants that use the sun, wind, water,
geothermal resources, tides, wave motion and the transformation of organic and
inorganic waste or biomasses are considered plants fed by renewable sources.
Secondary or derivative energy sources: sources whose energy derives from the
transformation of primary energy into another form of energy or from the subsequent
working of the secondary sources.
Supply: all the distribution and sales activities.
Operator of the Transmission Grid (Gestore della rete di trasmissione): Article 7 of
the European Directive on the domestic electricity market 96/92/EC defines this as the
subject responsible for the management, maintenance and, if necessary, the
development of the Transmission Grid in a given zone and the relative interconnection
devices with other networks in order to guarantee the security of supply. Article 8 also
attributes these subjects responsibility for the dispatchment of generation plants in
their area of remit and for determining the use of the interconnections with other
systems. The dispatching criteria must be transparent, neutral and applied in a nondiscriminatory way.
Pursuant to Legislative Decree no. 79/99, Article 3, clause 1 of law no. 13 of 18 February
1999 the Authority, the Operator of the National Transmission Grid (GRTN) “conducts
the electricity transmission and dispatching activities, including the unified
management of the national distribution grid”.
Energy index (Ien): parameter introduced with the CIP6 provision for defining the
assimability of a thermoelectric plant to a plant fed by renewable sources.
Commercial running: period in which electricity is considered contractible because
the plant produces with a good degree of reliability.
Captive market: according to the terminology used by the European Directive on the
domestic electricity market 96/92/EC this indicates the share of the market not open
to competition in which customers cannot choose the supplier; according to
Legislative Decree no. 79/99, the regulated market is guaranteed the single national
tariff.
Standard cubic meter (Sm3): unit of measurement of volume used for gas in
“standard” conditions; i.e. at atmospheric pressure and at a temperature of 15°C.
General charges related to the electricity system: these are defined in the joint decree
of the Ministry of Industry, Trade and Craft and the Ministry of the Treasury, Balance
and Economic Programming of 26 January 2000. These charges cover:
■ costs related to the dismantling of abandoned electro-nuclear plants, the closure of
the nuclear fuel cycle and all related and consequential activities (Article 2, clause 2,
point c) of the Ministerial Decree of 26 January 2000);
■ charges borne by GRTN pursuant to Article 3, clause 12 of Legislative Decree no.
79/99;
■ costs of the equalization of substitute contributions of special tariff regimes as of
article 2, clause 1, point e) of the Ministerial Decree of 26 January 2000;
■ costs related to research and development activities aimed at technological
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ENIPOWER
BALANCE SHEET 2004
GLOSSARY
esempio, in energia meccanica); si misura in Watt (W).
Energia (potenza) reattiva: in un sistema elettrico in corrente alternata rappresenta
l'energia scambiata con continuità fra i diversi campi elettromagnetici associati con il
funzionamento del sistema elettrico medesimo e di tutte le apparecchiature a esso
connesse; si misura in Volt Ampere reattivi (VAr). Al contrario dell'energia (potenza) attiva
non può essere trasformata in energia di altra natura.
Energia elettrica richiesta sulla rete: produzione netta destinata al consumo più saldo
(positivo o negativo) con l'estero (importazioni meno esportazioni di energia elettrica).
L'energia elettrica richiesta su una rete è anche uguale alla somma dei consumi di energia
elettrica degli utilizzatori finali (domanda finale) e delle perdite di trasmissione e di
distribuzione.
Fonti energetiche assimilate: risorse energetiche di origine fossile che, ai sensi dell'Art. 1,
comma 3, della Legge 9 gennaio 1991, n. 10, vengono assimilate alle fonti rinnovabili in
virtù degli elevati rendimenti energetici (vedi Indice energetico). Secondo il disposto del
provvedimento CIP6, sono considerati impianti alimentati da fonti assimilate gli impianti
di cogenerazione (vedi), gli impianti che utilizzano calore di recupero, fumi di scarico e
altre forme di energia recuperabile in processi produttivi e in impianti, nonché gli
impianti che utilizzano gli scarti di lavorazione e/o di processi e quelli che utilizzano fonti
fossili prodotte esclusivamente da giacimenti minori isolati.
Fonti energetiche convenzionali: secondo il provvedimento CIP6, sono considerati
impianti alimentati da fonti convenzionali quelli per la sola produzione di energia
elettrica che utilizzano combustibili fossili commerciali.
Fonti energetiche rinnovabili: fonti dotate di un potenziale energetico che si rinnova
continuamente. Secondo il provvedimento CIP6, sono considerati impianti alimentati da
fonti rinnovabili quelli che per produrre energia elettrica utilizzano il sole, il vento, l'acqua,
le risorse geotermiche, le maree, il moto ondoso e la trasformazione dei rifiuti organici e
inorganici o di biomasse.
Fonti energetiche secondarie o derivate: fonti in cui l'energia deriva dalla trasformazione
dell'energia primaria in altra forma di energia o da successive lavorazioni delle fonti
secondarie stesse.
Fornitura: l’insieme delle attività di distribuzione e vendita.
Gestore della rete di trasmissione: l'Art. 7 della Direttiva Europea sul mercato interno
dell'energia elettrica 96/92/CE lo definisce quale soggetto responsabile della gestione, della
manutenzione e, se necessario, dello sviluppo della rete di trasmissione in una data zona e
dei relativi dispositivi di interconnessione con altre reti, al fine di garantire la sicurezza degli
approvvigionamenti. L'Art. 8 gli attribuisce anche la responsabilità del dispacciamento degli
impianti di generazione nella propria area di competenza e della determinazione dell'uso
delle interconnessioni con altri sistemi. I criteri di dispacciamento devono essere
trasparenti, neutrali e applicati in maniera non discriminatoria.
Ai sensi del Decreto Legislativo n. 79/99, Art. 3, comma 1, e della delibera 18 febbraio 1999, n.
13, dell'Autorità, il Gestore della rete di trasmissione nazionale (GRTN) “esercita le attività di
trasmissione e dispacciamento dell'energia elettrica, ivi compresa la gestione unificata della
rete di trasmissione nazionale”.
Indice energetico (Ien): parametro introdotto dal provvedimento CIP6 per la definizione
delle condizioni di assimilabilità di un impianto termoelettrico a un impianto alimentato
da fonti rinnovabili.
Marcia commerciale: periodo in cui l'energia elettrica è considerata contrattualizzabile
poiché l'impianto produce con sufficiente grado di affidabilità.
Mercato vincolato: secondo la terminologia introdotta dalla Direttiva Europea sul mercato
interno dell'energia elettrica 96/92/CE, indica la quota del mercato non aperta alla
concorrenza in cui il cliente non può scegliere il fornitore; al mercato vincolato, ai sensi del
Decreto Legislativo n. 79/99, è assicurata la tariffa unica nazionale.
Metro cubo standard (Sm3): unità di misura di volume usata per i gas, in condizioni
“standard”, ossia alla pressione atmosferica e alla temperatura di 15 °C.
Oneri generali afferenti al sistema elettrico: sono definiti nel decreto del Ministro
dell'Industria, del commercio e dell'artigianato di concerto con il Ministro del Tesoro, del
Bilancio e della Programmazione Economica 26 gennaio 2000. Si tratta di oneri destinati alla
copertura di:
■ costi connessi allo smantellamento delle centrali elettronucleari dismesse, alla chiusura
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BILANCIO 2004
GLOSSARIO
innovation of general interest to the electricity system as of Article 2, clause 1, point
d) of the Ministerial Decree of 26 January 2000;
■ costs deriving from the reintegration to producer-distributor companies of costs
supported for the production of electricity in the transition as of Article 2, clause 1,
point a) of the Ministerial Decree of 26 January 2000;
■ costs deriving from the compensation of greater value of the electricity produced by
hydroelectric and geothermoelectric plants as of Article 2, clause 1, point b) of the
Ministerial Decree of 26 January 2000. In accordance with Article 3, clause 13 of
Legislative Decree no. 79/99, also costs related to the promotion of electricity
produced from renewable sources are considered general costs of the electricity
system.
Tariff option: unit fees, defined by the supplier and offered to all customers belonging
to the same category which results in an outlay for customers to use the electricity and
gas service, net of tax charges.
Order of merit: the order with which, moment by moment, the generation plants are
called on to operate to fulfil the electricity demand.
Full hours empty hours: periods which statistically present the greatest and smallest
demand for electricity on a network respectively. In the CIP6 provision the full hours
represent all the peak times, high load and medium load times defined in the CIP
provision no. 45 of 19 December 1990 and have been set at 3 600 hours/year.
Nitrogen oxides (NOx): polluting agents formed in the combustion processes in
which the free nitrogen, which represents around 80% of the atmosphere, is combined
with oxygen. Of the various nitrogen oxides, it is nitric oxide (NO) and nitrogen dioxide
(NO2) which contribute most to atmospheric pollution. The greatest contribution to
pollution from nitrogen oxides comes from road transport, the combustion of fossil
fuels and industrial activity.
Sulphur oxides (SOx): ssulphur dioxide (SO2) and sulphur trioxide (SO3) are
polluting agents produced by the combustion of sulphur or sulphurated products
present in coal and in some petroleum products.
Transport and transformation losses: energy losses during the transport and
transformation of electricity in the electricity networks at the various voltage levels.
Electricity losses in a network, in a given period, are calculated as the difference
between the energy required and consumption, including that of the electricity sector.
In the natural gas transport and distribution network losses are caused through
dispersion and consumption at the compression plants and in the treatment plants.
Power: energy per unit of time.
Efficient power (of a generation plant): maximum electricity that can be supplied for
a period of functioning of 4 hours or more and for the exclusive production of active
power, assuming that all the parts of the parts are fully efficient and in optimal
conditions. The efficient power is gross if measured at the terminal boards of the
electricity generators of a plant; it is net if measured at the outlet of said; that is, net
of the power absorbed by the auxiliary services of the plant and of the losses in the
station’s transformers.
Heat value (Gross Heat Value, GHV; Net Heat Value, NHV): quantity of heat produced
through complete combustion of the unit of weight and volume of fuel. Depending on
whether the latent heat of the water vapour contained in the combustion fumes is used
or not for energy purposes, we have, respectively the Gross Heat Value or the Net Heat
Value. The NHV is used most commonly in the evaluations.
First firing: first ignition of the gas turbine in a combined cycle electricity generation
plant.
Gross production of electricity: sum of the quantities of electricity produced,
measured at the terminal boards of the electricity generators.
Net production of electricity: sum of the quantities of electricity produced, measured
at the outlet of the electricity generation stations; i.e. deducting the quantity of
electricity used by the auxiliary services of the production (auxiliary services and losses
in the plant’s transformers).
Independent or autonomous producer: company whose main activity is the
production of electricity with the sole purpose of selling it to distributors or, through
a network of third parties, to end consumers. According to the European Directive on
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ENIPOWER
BALANCE SHEET 2004
GLOSSARY
del ciclo del combustibile nucleare e alle attività connesse e conseguenti (Art. 2, comma
2, lettera c), del Decreto Ministeriale 26 gennaio 2000);
■ oneri sostenuti dal GRTN ai sensi dell'Art. 3, comma 12, del Decreto Legislativo n. 79/99;
■ costi della perequazione dei contributi sostituivi dei regimi tariffari speciali di cui all'Art.
2, comma 1, lettera e), del Decreto Ministeriale 26 gennaio 2000;
■ costi relativi all'attività di ricerca e sviluppo finalizzata all'innovazione tecnologica di
interesse generale del sistema elettrico di cui all'Art. 2, comma 1, lettera d), del Decreto
Ministeriale 26 gennaio 2000;
■ oneri derivanti dalla reintegrazione alle imprese produttrici distributrici dei costi
sostenuti per l'attività di produzione di energia elettrica nella transizione di cui all'Art. 2,
comma 1, lettera a), del Decreto Ministeriale 26 gennaio 2000;
■ oneri derivanti dalla compensazione della maggiore valorizzazione dell'energia elettrica
prodotta da impianti idroelettrici e geotermoelettrici di cui all'Art. 2, comma 1, lettera b),
del Decreto Ministeriale 26 gennaio 2000. Hanno natura di oneri generali afferenti al
sistema elettrico, in base all'Art. 3, comma 13, del Decreto Legislativo n. 79/99, anche gli
oneri connessi alla promozione dell'energia elettrica prodotta da fonti rinnovabili.
Opzione tariffaria: insieme di corrispettivi unitari, definito dal fornitore e offerto a tutti
i clienti appartenenti alla stessa tipologia, che determina l'esborso a carico del cliente per
la fruizione del servizio elettrico e del gas, al netto degli oneri fiscali.
Ordine di merito: l'ordine con il quale, istante per istante, gli impianti di generazione
vengono chiamati a operare per soddisfare la domanda di energia elettrica.
Ore piene ore vuote: periodi che statisticamente presentano, rispettivamente, la
maggiore e la minore richiesta di energia elettrica su una rete. Nel provvedimento CIP6 le
ore piene rappresentano l'insieme delle ore di punta, di alto carico e di medio carico
definite dal provvedimento CIP 19 dicembre 1990, n. 45, e sono poste pari a 3 600 ore/anno.
Ossidi di azoto (NOx): agenti inquinanti che si formano nei processi di combustione nei
quali l'azoto libero, che costituisce circa l'80 per cento dell'atmosfera, si combina con
l'ossigeno. Dei vari ossidi di azoto, contribuiscono maggiormente all'inquinamento
atmosferico il monossido di azoto (NO) e il biossido di azoto (NO2). Il contributo
maggiore all'inquinamento da ossidi di azoto proviene dai trasporti stradali, dalla
combustione di combustibili fossili e dall'attività industriale.
Ossidi di zolfo (SOx): anidride solforosa (SO2) e anidride solforica (SO3), agenti
inquinanti prodotti della combustione dello zolfo o di prodotti solforati presenti nel
carbone e in alcuni prodotti petroliferi.
Perdite di trasporto e trasformazione: perdite di energia che si manifestano nei processi
di trasporto e trasformazione dell'energia elettrica nelle reti elettriche a diversi livelli di
tensione. Le perdite di energia elettrica di una rete, in un determinato periodo, sono
calcolate come differenza tra l'energia richiesta e i consumi, compresi quelli del settore
elettrico. Nelle reti di trasporto e di distribuzione del gas naturale si generano perdite per
dispersioni e per consumo nelle stazioni di compressione e negli impianti di trattamento.
Potenza: energia per unità di tempo.
Potenza efficiente (di un impianto di generazione): massima potenza elettrica erogabile
per una durata di funzionamento uguale o superiore a 4 ore e per la produzione esclusiva
di potenza attiva, supponendo tutte le parti dell'impianto interamente in efficienza e
nelle condizioni ottimali. La potenza efficiente è lorda se misurata ai morsetti dei
generatori elettrici di un impianto; è netta se misurata all'uscita dello stesso, al netto cioè
della potenza assorbita dai servizi ausiliari dell'impianto e delle perdite nei trasformatori
della centrale.
Potere calorifico (potere calorifico superiore, PCS; potere calorifico inferiore, PCI):
quantità di calore realizzata nella combustione completa delle unità di peso o di volume
di combustibile. A seconda che il calore latente del vapore d'acqua contenuto nei fumi
della combustione sia utilizzato o meno a fini energetici, si ha, rispettivamente, il potere
calorifico superiore (PCS) o il potere calorifico inferiore (PCI), quest'ultimo utilizzato più
correntemente nelle valutazioni.
Primo fuoco: prima accensione della sola turbina a gas dell'impianto di generazione di
energia elettrica a ciclo combinato.
Produzione lorda di energia elettrica: somma delle quantità di energia elettrica
prodotte, misurate ai morsetti dei generatori elettrici.
Produzione netta di energia elettrica: somma delle quantità di energia elettrica
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ENIPOWER
BILANCIO 2004
GLOSSARIO
the domestic electricity market 96/92/EC: “producer who is not involved in the
transmission or distribution of electricity in the territory covered by the network in
which it is located." According to Legislative Decree no. 79/99, Article 2, clause 18 “the
producer is the individual or corporate body that produces electricity independently
of the actual ownership of the plant”.
Transport and distribution networks: all the pipelines, plants and other installation
interconnected to transmit and distribute to users different types of energy or energy
carriers (electricity, hot water for remote heating, crude oil and petroleum products,
natural gas).
Ready reserve: The power that can be made available by the generators in a matter of
a few minutes (15 minutes in the case of the Italian system) and for a period of time of
a few hours (2 hours in the case of the Italian system). This type of generation resource
is normally used during the tertiary frequency regulation stage.
Cold reserve: the power that can be made available by the generators in a matter of
hours (within one hour in the case of the Italian system) and for a period of time of a
few hours (8 hours in the case of the Italian system). This type of generation resource
is normally used during the frequency tertiary regulation stage.
Exchange of electricity: Pursuant to ruling no. 13/99 of the Authority, this is defined
in the context of vectoring as “the reconcilement between the electricity delivered and
the electricity redelivered, applied in the case in which delivery and redelivery of the
carried power does not take place simultaneously”.
Administrative separation: identification of operative activities in a company
organized in an integrated way and allocation of relative management responsibilities
to distinct subjects as if each activity were an independent company.
Umbundling: Preparation of separate accounts for the different activities of a
company organized in an independent way so as to identify the economic elements
(costs and revenue) and assets elements (capital committed) associated with each
service and function.
Additional services: services needed to manage a gas transport or distribution
network such as pressure regulations, load balancing and mixing services.
Ancillary services: services needed to guarantee the entire electrical system related to
the management of a transmission or distribution network (static reserve, frequency
regulation, voltage regulation and re-start up of the network).
Ancillary services used to regulate the voltage: ancillary services needed for the
voltage regulation service, mainly consisting of the availability of a power generation
and reactive energy capacity controlled by the regulator installed locally on the
generator in the case of primary regulation or by the centralized regulator in the case
of secondary regulation.
Surcharges: elements of the electricity tariff introduced over time with various
economic purposes. With ruling no. 70 of the Authority of 26 June 1997 concerning the
rationalization and inclusion in the electricity tariff of surcharges not destined to
income for the State, published in the Official Gazette, general series, no. 159 of 30 June
1997, these have been included in the tariff.
Tariff: according to the implementation law of the Authority, tariffs are "the maximum
unit prices for the services net of taxes" (Article 2, clause 17). Article 3, clause 2 of Law
no. 481/95 states that, for the supply of electricity, the unit prices to apply per type of
user are identical throughout Italy. Since Article 2, clause 17 establishes that tariff
means maximum unit prices, it is clear that the unit prices must be the same
throughout Italy. Article 1, clause 7 of Legislative Decree no. 79/99 states that “the tariff
applied to captive customers (…) is identical throughout Italy".
“Stamp” tariff: texpression used to signify a tariff method in which the fee for the use
of the network is not linked to the distance between the delivery point and the
redelivery point.
Tariff D1: tariff defined by the Authority which all supplier companies of the electricity
service must offer residential customers at the end of the transaction period.
service must offer current “resident” residential customers with committed power of
not more than 3 kW during the first regulation period.
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BALANCE SHEET 2004
GLOSSARY
prodotte, misurate in uscita dalle centrali di generazione elettrica, deducendo cioè la
quantità di energia elettrica destinata ai servizi ausiliari della produzione (servizi ausiliari
di centrale e perdite nei trasformatori di centrale).
Produttore indipendente o autonomo: imprese la cui attività principale è la produzione
di energia elettrica con l'unico scopo di venderla a distributori o, attraverso una rete di
terzi, a consumatori finali. Secondo la Direttiva Europea sul mercato interno dell'energia
elettrica 96/92/CE: “produttore che non svolge funzioni di trasmissione o distribuzione di
energia elettrica sul territorio coperto dalla rete in cui è stabilito”. Secondo il Decreto
Legislativo n. 79/99, Art. 2, comma 18, “il produttore è la persona fisica o giuridica che
produce energia elettrica indipendentemente dalla proprietà dell'impianto”.
Reti energetiche di trasporto e distribuzione: insieme di condotte, di impianti e di altre
installazioni anche tra di loro interconnesse per trasmettere e distri-buire agli utenti
diversi tipi di energia o di vettori energetici (elettricità, acqua calda per il
teleriscaldamento, greggio e prodotti petroliferi, gas naturale).
Riserva pronta: la potenza che può essere messa a disposizione dai generatori con tempi
dell'ordine dei minuti (15 minuti per il sistema italiano) e per un tempo dell'ordine delle
ore (2 ore per il sistema italiano). Questo tipo di risorsa di generazione viene normalmente
utilizzato nella fase di regolazione terziaria della frequenza.
Riserva fredda: la potenza che può essere messa a disposizione dai generatori con tempi
dell'ordine dell'ora (entro un'ora per il sistema italiano) e per un tempo dell'ordine di più
ore (8 ore per il sistema italiano). Questo tipo di risorsa di generazione viene normalmente
utilizzato nella fase di regolazione terziaria della frequenza.
Scambio di energia elettrica: ai sensi della delibera n. 13/99 dell'Autorità è definito,
nell'ambito del vettoriamento, come “la modalità di riconciliazione tra energia elettrica
consegnata ed energia elettrica riconsegnata, applicata nel caso in cui la consegna e la
riconsegna dell'energia elettrica vettoriata non avvengano simultaneamente”.
Separazione amministrativa: identificazione di attività operative nell'ambito di
un'impresa organizzata in forma integrata e attribuzione delle relative responsabilità di
gestione a soggetti distinti, come se ciascuna attività fosse un'impresa indipendente.
Separazione contabile: predisposizione di contabilità separate per diverse attività di
un'impresa organizzata in forma integrata in modo da poter individuare gli elementi
economici (costi e ricavi) e gli elementi patrimoniali (capitale impiegato) associati a
ciascuna prestazione e funzione.
Servizi accessori: servizi necessari per la gestione di una rete di trasporto o di
distribuzione del gas, come, per esempio, i servizi di regolazione della pressione, il
bilanciamento del carico, la miscelazione.
Servizi ancillari: servizi necessari per garantire la sicurezza dell'intero sistema elettrico
connessi alla gestione di una rete di trasmissione o distribuzione (riserva statica,
regolazione di frequenza, regolazione della tensione e riavviamento della rete).
Servizi ancillari utilizzati nella regolazione della tensione: servizi ancillari necessari per
il servizio di regolazione della tensione, sostanzialmente riconducibili alla messa a
disposizione di una capacità di generazione di potenza ed energia reattiva controllata dal
regolatore installato localmente sul generatore nel caso della regolazione primaria, o dal
regolatore centralizzato nel caso della regolazione secondaria.
Sovrapprezzi: componenti della tariffa elettrica introdotti nel tempo con finalità
economiche di natura diversa. Con la delibera dell'Autorità 26 giugno 1997, n. 70, recante
Razionalizzazione e inglobamento nella tariffa elettrica dei sovrapprezzi non destinati alle
entrate dello Stato, pubblicata nella Gazzetta Ufficiale, Serie generale, n. 159, del 30 giugno
1997, sono stati inglobati in tariffa.
Tariffa: secondo la Legge istitutiva dell'Autorità si intendono per tariffe “i prezzi massimi
unitari dei servizi al netto delle imposte” (Art. 2, comma 17). L'Art. 3, comma 2, della Legge n.
481/95 stabilisce che, per la fornitura dell'energia elettrica, i prezzi unitari da applicare per
tipologia di utenza siano identici sull'intero territorio nazionale. Poiché l'Art. 2, comma 17,
stabilisce che per tariffe si intendano i prezzi massimi unitari, ne consegue che questi ultimi
devono essere identici sul territorio nazionale. L'Art. 1, comma 7, del Decreto legislativo n.
79/99 stabilisce che “la tariffa applicata ai clienti vincolati (…) è unica sul territorio nazionale”.
Tariffa a “francobollo”: espressione con la quale si denota un metodo tariffario nel quale
il corrispettivo per l'uso della rete è indipendente dalla distanza tra il punto di consegna e
il punto di riconsegna.
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BILANCIO 2004
GLOSSARIO
service must offer current non-resident residential customers with committed power
of not more than 3 kW during the first regulation period.
Binomial tariff: tariff comprising a fixed element to cover fixed costs and an element,
proportional to consumption, to cover variable costs.
Bi-hourly, multi-hourly tariff: tariff which differs depending on the period of the day,
day of the week and season.
Remote heating: remote heating system of a zone or city which uses the heat produced
by a thermal plant, cogeneration plant or geothermal source. In a remote heating
system the heat is distributed to buildings through a pipe system in which hot water
and steam flow.
Transmission of electricity: transport of electricity through the interconnected high
voltage network to reduce network losses. According to Legislative Decree no. 79/99,
Article 2, clause 24, “this is the activity of transporting and transforming electricity
through the high voltage network in order to deliver it to customers, distributors and
receivers of self-produced energy pursuant to clause 2".
User: subject that uses the electricity or gas service for the purpose of end or
intermediate consumption.
Sale of electricity: transfer, against payment, of electricity to final users; this can
include metering consumption, invoicing and collection.
Transportation of electricity: electricity or natural gas transport service from one or
more delivery points to one or more redelivery points.
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BALANCE SHEET 2004
GLOSSARY
Tariffa D1: tariffa definita dall'Autorità che tutte le imprese fornitrici del servizio elettrico
devono offrire ai clienti domestici al termine del periodo di transizione.
Tariffa D2: : tariffa definita dall'Autorità che tutte le imprese fornitrici del servizio
elettrico devono offrire agli attuali clienti domestici “residenti” con potenza impegnata
non superiore a 3 kW durante il primo periodo di regolazione.
Tariffa D3: tariffa definita dall'Autorità che tutte le imprese fornitrici del servizio elettrico
devono offrire agli attuali clienti domestici non residenti o con potenza impegnata
superiore a 3 kW durante il primo periodo regolatorio.
Tariffa binomia: tariffa composta da una parte fissa volta alla copertura di costi fissi, e da
una parte proporzionale ai consumi, destinata a coprire i costi variabili.
Tariffa bioraria, multioraria: tariffa differenziata in base al periodo della giornata, al
giorno della settimana, alla stagione.
Teleriscaldamento: sistema di riscaldamento a distanza di un quartiere o di una città che
utilizza il calore prodotto da una centrale termica, da un impianto a cogenerazione o da
una sorgente geotermica. In un sistema di teleriscaldamento il calore viene distribuito agli
edifici tramite una rete di tubazioni in cui fluisce l'acqua calda o il vapore.
Trasmissione dell’energia elettrica: trasporto dell'energia elettrica sulla rete interconnessa,
in alta tensione, al fine di ridurre le perdite di rete. Secondo il Decreto Legislativo n. 79/99, Art.
2, comma 24, “è l'attività di trasporto e trasformazione dell'energia elettrica sulla rete ad alta
tensione ai fini della consegna ai clienti, ai distributori e ai destinatari dell'energia
autoprodotta ai sensi del comma 2”.
Utente: soggetto che utilizza il servizio elettrico o del gas per fini di consumo finale o
intermedio.
Vendita di energia elettrica: cessione a titolo oneroso dell'energia elettrica all'utenza
finale; questa può comprendere le attività di misurazione del consumo, fatturazione ed
esazione.
Vettoriamento: servizio di trasporto dell'energia elettrica o del gas naturale da uno o più
punti di consegna a uno o più punti di riconsegna.
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BILANCIO 2004
GLOSSARIO
Balance sheet
2004
Bilancio di esercizio
2004
balance sheet
(amounts in euro)
ASSETS:
Share capital issued and not yet paid in:
Fixed assets:
Intangible fixed assets:
formation and expansion costs
industrial patent rights and rights to use intellectual property
goodwill
fixed assets in progress and advances
other
Total
Tangible fixed assets:
land and buildings
plants and machinery
industrial and commercial equipment
other assets
assets in progress and advances
Total
Financial fixed assets:
equity investments in:
- subsidiaries
- parent companies
- other companies
accounts receivables:
other companies
amounts receivables within one year
Total
Total assets
Current assets:
Inventories:
raw, subsidairy materials and consumables
Total
Accounts receivable:
from clients:
amounts receivable within one year
from subsidiaries:
from affiliated companies:
from parent companies:
tax receivables:
amounts receivable after one year
advance taxes
from others:
Total
88
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BALANCE SHEET 2004
BALANCE SHEET
STATMENTS
31-12-2003
31-12-2004
369,404
1,120,092
2,713,091
529,707
4,732,294
1,614,689
560,046
1,886,997
258,284
4,320,016
37,427,168
439,997,919
303,314
645,900
1,009,702,628
1,488,076,929
36,009,083
1,008,560,433
295,496
395,919
750,779,562
1,796,040,493
28,326,876
14,873,959
39,127,287
16,559,959
144,116
144,116
43,344,951
1,536,154,174
55,831,362
1,856,191,871
15,423,533
15,423,533
9,412,168
9,412,168
55,391,345
130,006,204
16,426,420
57,386,093
7,127
-
10,633,127
10,856,343
11,007,418
172,220
8,433,295
147,394
53,248,786
37,809,400
261,052
46,222
147,193,717
453,250
62,584
245,154,563
stato patrimoniale
(in euro)
ATTIVO:
Crediti verso soci per versamenti ancora dovuti:
Immobilizzazioni:
Immobilizzazioni immateriali:
costi di impianto e di ampliamento
diritti di brevetto industriale e diritti di utilizzazione opere dell'ingegno
avviamento
immobilizzazioni in corso e acconti
altre
Totale
Immobilizzazioni materiali:
terreni e fabbricati
impianti e macchinario
attrezzature industriali e commerciali
altri beni
immobilizzazioni in corso e acconti
Totale
Immobilizzazioni finanziarie:
partecipazioni in:
- imprese controllate
- imprese collegate
- altre imprese
crediti:
altre imprese
importi esigibili entro l'esercizio successivo
Totale
Totale immobilizzazioni
Attivo circolante:
Rimanenze:
materie prime, sussidiarie e di consumo
Totale
Crediti:
verso clienti:
verso imprese controllate:
verso imprese collegate:
verso controllanti:
crediti tributari:
importi esigibili oltre l'esercizio successivo
imposte anticipate
verso altri:
Totale
31.12.2003
31.12.2004
369.404
1.120.092
2.713.091
529.707
4.732.294
1.614.689
560.046
1.886.997
258.284
4.320.016
37.427.168
439.997.919
303.314
645.900
1.009.702.628
1.488.076.929
36.009.083
1.008.560.433
295.496
395.919
750.779.562
1.796.040.493
28.326.876
14.873.959
144.116
39.127.287
16.559.959
144.116
43.344.951
1.536.154.174
55.831.362
1.856.191.871
15.423.533
15.423.533
9.412.168
9.412.168
55.391.345
130.006.204
16.426.420
57.386.093
7.127
-
10.633.127
10.856.343
11.007.418
172.220
8.433.295
147.394
53.248.786
37.809.400
261.052
46.222
147.193.717
453.250
62.584
245.154.563
89
ENIPOWER
BILANCIO 2004
BILANCIO DI ESERCIZIO
SCHEMI
(amounts in euro)
Financial assets not representing fixed assets:
other securities
Total
Cash and bank:
deposits with banks, post offices and group financing companies:
Total
Total current assets
Accruals and pre-payments:
accrued income and prepaid expenses
Total assets
90
ENIPOWER
BALANCE SHEET 2004
BALANCE SHEET
STATMENTS
31-12-2003
31-12-2004
241,020
241,020
-
17,958,395
17,958,395
180,816,665
85,888,968
85,888,968
340,455,699
3,534,695
1,720,505,534
20,003,361
2,216,650,931
(in euro)
Attività finanziarie che non costituiscono immobilizzazioni:
altri titoli
Totale
Disponibilità liquide:
depositi bancari, postali e presso imprese finanziarie di gruppo
Totale
Totale attivo circolante
Ratei e risconti:
Ratei e altri risconti
Totale attivo
31.12.2003
31.12.2004
241.020
241.020
-
17.958.395
17.958.395
180.816.665
85.888.968
85.888.968
340.455.699
3.534.695
1.720.505.534
20.003.361
2.216.650.931
91
ENIPOWER
BILANCIO 2004
SCHEMI
(amounts in euro)
LIABILITIES:
Shareholders' equity:
Share capital
Legal reserve
Other reserves
Retained earnings / losses
Year's profit
Total
Provision for risks and charges:
other provisions
Total
Provision for employees' leaving indemnity
Accounts payables:
bank loans:
amounts due within one year
other financing creditors:
amounts due after one year
advances:
payables to suppliers:
amounts due after one year
payables to subsidiaries:
payables to parent companies:
tax payables:
payables to social security institutions:
other payables:
Total
Accruals and deferrals:
accrued expenses and deferred income
Total liabilities
31-12-2003
31-12-2004
589,697,850
9,705,354
81,727,251
2,938,400
3,293,652
687,362,507
589,697,850
9,870,037
356,855,700
29,799,507
986,223,094
6,617,115
6,617,115
4,912,173
28,800,375
28,800,375
5,599,348
93,302
39,345
11,788
750,000,000
14,009
850,000,000
1,680
1,680
230,607,027
222,380,469
148,624
1,196,128
533,024
32,002,274
111,285,549
846,986
3,765,569
1,846,051
1,687,136
3,416,636
1,020,021,872
4,115,884
1,193,971,289
1,591,867
1,720,505,534
2,056,825
2,216,650,931
31-12-2003
31-12-2004
24,681,519
39,031,519
342,959,441
89,458,221
Guarantees
(amounts in euro)
Guarantees
Securities issued to:
- subsidiary companies
- others
Other memorandum accounts
- purchase of investment assets
- finance leases
- operative leasing
- other
interest rate swap
Total memorandum accounts
1,030,552
300,000,000
668,671,512
92
ENIPOWER
BALANCE SHEET 2004
BALANCE SHEET
STATMENTS
300,000,000
428,489,740
(in euro)
PASSIVO
Patrimonio netto:
Capitale sociale
Riserva legale
Altre riserve
Utili / perdite portati a nuovo
Utile d'esercizio
Totale
Fondi per rischi ed oneri:
altri
Totale
Debiti:
debiti verso banche:
debiti verso altri finanziatori:
acconti:
debiti verso fornitori:
debiti verso imprese controllate:
debiti verso controllanti:
mporti esigibili entro l'esercizio successivo
debiti tributari:
debiti verso istituti di previdenza e di sicurezza sociale:
altri debiti:
Totale
Ratei e risconti:
ratei e altri risconti
Totale passivo
31.12.2003
31.12.2004
589.697.850
9.705.354
81.727.251
2.938.400
3.293.652
687.362.507
589.697.850
9.870.037
356.855.700
29.799.507
986.223.094
6.617.115
6.617.115
4.912.173
28.800.375
28.800.375
5.599.348
93.302
39.345
11.788
750.000.000
14.009
850.000.000
1.680
1.680
230.607.027
222.380.469
148.624
1.196.128
533.024
32.002.274
111.285.549
846.986
3.765.569
1.846.051
1.687.136
3.416.636
1.020.021.872
4.115.884
1.193.971.289
1.591.867
1.720.505.534
2.056.825
2.216.650.931
31.12.2003
31.12.2004
24.681.519
39.031.519
342.959.441
89.458.221
Garanzie
(in euro)
Garanzie
Fidejussioni prestate nell’interesse di:
- altri
Altri conti d’ordine
- acquisto beni di investimento
- locazioni finanziarie
- locazioni operative
- Altri impegni
- copertura rischi di interesse
Totale conti d’ordine
1.030.552
300.000.000
668.671.512
93
ENIPOWER
BILANCIO 2004
SCHEMI
300.000.000
428.489.740
profit & loss account
(amounts in euro)
Value of production:
income from sales and services:
own work capitalised
other revenue and income:
- Other
Total
Cost of production:
raw materials, sundry materials and consumables
services
use of third party assets
personnel
- wages and salaries
- social security contributions
- employees' leaving indemnities
- other costs
amortisation, depreciation and write-downs
- amortisation of intangible fixed assets
- depreciation of tangible fixed assets
- write-down of receivables recorded as current assets
cash and bank
change in inventories of raw, subsidiary materials, consumables and goods
accruals for contingencies
other accruals
sundry operating costs
Total
Difference between value and cost of production
Financial income and expenses:
income from equity investments:
from subsidiaries
from affiliated companies
other financial income:
from securities recorded in current assets:
from securities entered in cash and bank which are not shareholdings
From others
income other than the above (1):
from subsidiaries
from others
interest and other financial expense (1):
due to others
profits and losses on exchange rates (1)
Total
94
ENIPOWER
BALANCE SHEET 2004
BALANCE SHEET
STATMENTS
31-12-2003
31-12-20043
511,919,303
17,639,615
904,268,627
25,630,334
1,913,418
531,472,336
8,797,266
938,696,227
396,764,774
41,853,587
7,239,022
660,165,162
84,039,234
7,175,732
20,818,126
6,831,572
1,490,673
127,261
23,278,914
7,485,742
1,552,771
308,274
1,484,600
26,540,243
1,937,839
54,870,204
416,910
977,099
1,431,873
3,260,887
509,236,627
22,235,709
639,979
6,011,365
981,847
22,545,441
2,028,406
873,020,910
65,675,317
2,078,125
9,320,000
3,200,000
1,800
55,627
783,431
2,779,947
19,263,151
24,118
26,778,977
(78,362)
(7,025,968)
(20,875,592)
conto economico
(in euro)
Valore della produzione:
ricavi delle vendite e delle prestazioni
incrementi di immobilizzazioni per lavori interni
altri ricavi e proventi:
- altri
Totale
Costi della produzione:
per materie prime, materiali diversi e di consumo
per servizi
per godimento di beni di terzi
per il personale:
- salari e stipendi
- oneri sociali
- trattamento di fine rapporto
- altri costi
ammortamenti e svalutazioni:
- ammortamento delle immobilizz. immateriali
- ammortamento delle immobilizz. materiali
- svalutazione dei crediti compresi nell'attivo
- circolante e delle disponibilità liquide
variazioni delle rimanenze di materie prime, sussidiarie, di consumo e merci
accantonamenti per rischi
altri accantonamenti
oneri diversi di gestione
Totale
Differenza tra valore e costi della produzione
Proventi e oneri finanziari:
proventi da partecipazioni:
da imprese controllate
da imprese collegate
altri proventi finanziari:
da crediti iscritti nelle immobilizzazioni:
da titoli iscritti nell'attivo circolante che non costituiscono partecipazioni
da altri
proventi diversi dai precedenti (1):
da imprese controllate
da altri
interessi e altri oneri finanziari (1):
da altri
utili e perdite su cambi (1)
31.12.2003
31.12.2004
511.919.303
17.639.615
904.268.627
25.630.334
1.913.418
531.472.336
8.797.266
938.696.227
396.764.774
41.853.587
7.239.022
660.165.162
84.039.234
7.175.732
20.818.126
6.831.572
1.490.673
127.261
23.278.914
7.485.742
1.552.771
308.274
1.484.600
26.540.243
1.937.839
54.870.204
416.910
977.099
1.431.873
3.260.887
509.236.627
22.235.709
639.979
6.011.365
981.847
22.545.441
2.028.406
873.020.910
65.675.317
2.078.125
9.320.000
3.200.000
1.800
Totale
55.627
783.431
2.779.947
19.263.151
24.118
26.778.977
(78.362)
(7.025.968)
(20.875.592)
95
ENIPOWER
BILANCIO 2004
SCHEMI
(amounts in euro)
Adjustments to the value of financial assets:
write-downs:
- of equity investments
Total adjustments
Extraordinary income and expenses:
income
other income
expenses
taxes relating to previous years
other expenses
Total extraordinary items
Pre-tax profit
year's income tax, current, deferred and advance
Net profit
1) Profits and losses on exchange rates which were entered in 2003 under the items: - " income other than the above"
and - "interest and other financial charges" have been reclassified for the sake of comparison with 2004
96
ENIPOWER
BALANCE SHEET 2004
BALANCE SHEET
STATMENTS
31.12.2003
31.12.2004
2,006,019
(2,006,019)
78,318
(78,318)
6,310,250
900
640,113
(641,013)
12,562,709
9,269,057
3,293,652
300
2,904,263
3,405,687
48,127,094
18,327,587
29,799,507
(in euro)
Rettifiche di valore di attività finanziarie:
svalutazioni
- di partecipazioni
Totale delle rettifiche
Proventi e oneri straordinari:
proventi
altri
oneri
imposte relative ad esercizi precedenti
altri
Totale delle partite straordinarie
Risultato prima delle imposte
imposte sul reddito d'esercizio, correnti, differite e anticipate
Utile dell'esercizio
31.12.2003
31.12.2004
2.006.019
(2.006.019)
78.318
(78.318)
6.310.250
900
640.113
(641.013)
12.562.709
9.269.057
3.293.652
300
2.904.263
3.405.687
48.127.094
18.327.587
29.799.507
(1) Gli utili e perdite su cambi che nell'anno 2003 erano inserite nelle voci: " proventi diversi dai precedenti" e "interessi e altri oneri finanziari" sono stati riclassificati
per omogeneità di confronto con l'esercizio 2004
97
ENIPOWER
BILANCIO 2004
SCHEMI
notes to the financial statements
Statement of cash flows
(thousands of euro)
Profit for the period
Fiscal supplement
Amortisation and depreciation
Write-downs (revaluation)
Changes to provisions for risks and charges
Changes to employees' leaving indemnities
Capital losses (gains) from disinvestments
Dividends
(interest receivable)
Interest payable
Extraordinary charges (income)
Income tax
Cash flow from operating result before change in working capital
Changes
- Inventories
- Trade and other receivables
- Accrued income and prepaid expenses
- Trade and other payables
Cash flow from operating result
Dividends collected
Interest collected
Interest paid
Extraordinary financial revenue (charges) collected (paid)
Income tax paid
Tax credits used
Net cash flow from operating activities
Investments in:
- Intangible fixed assets
- Tangible fixed assets
- Shareholdings
- Investments in financial credits
- Change in receivables and payables relating to investment activity
Cash flow from investments
Disinvestments:
- Securities
Cash flow from disinvestments
Net cash flow from disinvestments
Increase (decrease) in long-term debts
Increase (decrease) in short-term debts
Decrease (increase) in long-term receivables
Decrease (increase) in long-term, non instrumental receivables
Own capital contributions
Dividends paid
Net cash flow from financing activities
Net cash flow
Cash and cash equivalents at beginning of year
Cash and cash equivalents at end of year
98
ENIPOWER
BALANCE SHEET 2004
BALANCE SHEET
NOTES TO THE FINANCIAL STATEMENTS
31.12.2003
3,294
4,404
23,620
2,326
1,054
829
79
(10,650)
(838)
19,263
640
9,269
53,290
31.12.2004
29,800
56,808
1,093
22,220
687
(2)
(3,200)
(2,776)
26,765
(3,406)
18,328
146,317
977
(9,990)
(3,405)
16,037
56,909
14,453
6,012
(113,971)
(16,469)
100,976
122,865
3,200
555
(17,938)
(1)
(1,213)
(516)
52,249
2,776
(26,301)
(591)
(1,780)
(516)
99,653
(407)
(526,784)
(23,938)
(241)
(9,842)
(561,212)
(1,526)
(356,523)
(12,564)
(278)
(29,986)
(400,877)
(561,212)
550,000
(367,271)
1,505
156
180,000
364,390
(144,573)
162,531
17,958
146
146
(400,731)
100,000
(52)
350,000
(80,939)
369,009
67,931
17,958
85,889
nota integrativa
Rendiconto finanziario
Appendice fiscale
Ammortamenti
Svalutazioni (rivalutazioni)
Variazione fondi per rischi e oneri
Variazione trattamento di fine rapporto di lavoro subordinato
Minusvalenze (plusvalenze) su disinvestimenti
(Dividendi)
(Interessi attivi)
Interessi passivi
Oneri(proventi)straordinari
Imposte sul reddito
Risultato operativo prima della variazione del capitale d'esercizio
Variazioni:
- Rimanenze
- Crediti commerciali e diversi
- Ratei e risconti attivi
- Debiti commerciali e diversi
Flusso di cassa del risultato operativo
Dividendi incassati
Interessi incassati
Interessi pagati
Proventi (oneri) straordinari incassati (pagati)
Imposte sul reddito pagate
Crediti d'imposta utilizzati
Investimenti:
-Immobilizzazioni immateriali
-Immobilizzazioni materiali
-Partecipazioni
-Investimenti in crediti finanziari
-Variazione debiti e crediti relativi all'attività di investimento
Flusso di cassa degli investimenti
Disinvestimenti:
Titoli
Flusso di cassa dei disinvestimenti
Flusso di cassa netto da attività di investimento
Incremento (decremento) debiti finanziari a lungo termine
Incremento (decremento) debiti finanziari a breve termine
Decremento (incremento) crediti finanziari a breve termine
Decremento (incremento) crediti finanziari a lungo termine non strumentali
Apporti di capitale proprio e contributi in conto capitale
Dividendi pagati
Flusso di cassa netto da attività di finanziamento
Flusso di cassa netto del periodo
Disponibilità liquide a inizio del periodo
Disponibilità liquide a fine del periodo
31.12.2003
3.294
4.404
23.620
2.326
1.054
829
79
(10.650)
(838)
19.263
640
9.269
53.290
31.12.2004
29.800
56.808
1.093
22.220
687
(2)
(3.200)
(2.776)
26.765
(3.406)
18.328
122.865
977
(9.990)
(3.405)
16.037
56.909
14.453
6.012
(113.971)
(16.469)
100.976
122.865
3.200
555
(17.938)
(1)
(1.213)
(516)
52.249
2.776
(26.301)
(591)
(1.780)
(516)
99.653
(407)
(526.784)
(23.938)
(241)
(9.842)
(561.212)
(1.526)
(356.523)
(12.564)
(278)
(29.986)
(400.877)
(561.212)
550.000
(367.271)
1.505
156
180.000
364.390
(144.573)
162.531
17.958
146
146
(400.731)
100.000
(52)
350.000
(80.939)
369.009
67.931
17.958
85.889
99
ENIPOWER
BILANCIO 2004
NOTA INTEGRATIVA
Criteria for the preparation of the financial statements
The financial statements for the year ended 31 December 2004 have been drawn up in compliance with the provisions of
the Italian Civil Code, supplemented by the accounting principles of the Consiglio Nazionale dei Dottori Commercialisti
e dei Ragionieri (the national association of chartered accountants), by those of the Italian Accountancy Organism (O.I.C.)
and, failing and if applicable, by the principles of the International Accounting Standards Board (I.A.S.B.).
No exceptional circumstances occurred during the year requiring the Company to comply with the provisions of article
2423, clause 4 of the Italian Civil Code.
In accordance with Article 2426 of the Italian Civil Code, goodwill is entered under assets with the approval of the Board
of Statutory Auditors.
Pursuant to Article 27 of Legislative Decree no. 127 of 9 April 1991, the Company exercises the right not to prepare and
publish the consolidated financial statements as the Company is directly controlled (100%) by Eni S.p.A., Piazza E. Mattei,
1 - Rome, listed company which prepares the consolidated financial statements.
Considering the significance of the amounts, items in the balance sheet and profit and loss account are expressed in
thousands of Euro.
The financial statements have also been prepared taking into consideration the ruling of 21 December 2001 concerning
the directive on the umbundling for legal entities operating in the electricity sector and the relative publication and
communication obligations (ruling no. 310/01) issued by the Authority for Electricity and Gas.
Accounting policies
The accounting policies used are unchanged from the previous except as indicated in the point “Changes to the
accounting policies”
The most important accounting policies applied for the preparation of the financial statements are set out below.
Intangible fixed assets are recognized at purchase or production cost including the financial charges connected to
specific payables referring to the realisation period of the asset.
Cost is adjusted when specific laws allow or impose revaluation of assets to adjust them, even if only in part, to their
higher fair value determined on the basis of the residual useful life of the asset or, for assets to be sold, to net realisable
value.
Intangible fixed assets are amortised using the straight-line method over their residual useful life and in any case for a
period of not more than five years. The amortisation rates used are indicated in the notes to the financial statement items.
Intangible fixed assets are written-down when their value is permanently lower than their net residual useful life,
estimated according to the asset's fair value calculated by discounting the cash flows based on the use and sale of the
asset. The discount rate takes in consideration the implicit risk of the sector.
When reasons for a previous write-down no longer apply, intangible fixed assets are revalued within the limits of the
write-down made in consideration of the amortisation accrued.
Tangible fixed assets are recognised at purchase or production cost inclusive of financial charges linked to specific debts
relating to the period of realization of the asset. Cost is adjusted when specific laws allow or impose revaluation of assets
to adjust them, even if only in part, to their higher fair value determined on the basis of the residual useful life of the
asset or, for assets to be sold, to net realisable value.
Leased assets (operating lease contracts) are recognised under assets in the year in which the repurchase option is
exercised. During the leasing period the commitment to make the related payments is disclosed at the bottom of the
balance sheet.
Tangible fixed assets are depreciated using the straight-line method over their residual useful life (economic-technical
depreciation).
The depreciation rates are indicated in the notes to the financial statements.
The costs of improvements, upgrades and transformations that enhance the performance of the assets are recorded as
assets.
The costs of ordinary maintenance and repairs are charged to the profit and loss account in the year in which they are
incurred.
Write-downs and revaluations are made applying the same criteria indicated for intangible fixed assets.
100
ENIPOWER
BALANCE SHEET 2004
BALANCE SHEET
Criteri di redazione del bilancio
Il bilancio di esercizio al 31 dicembre 2004 è stato redatto secondo le disposizioni del codice civile, integrate dai principi
contabili elaborati dal Consiglio Nazionale dei Dottori Commercialisti e dei Ragionieri, dall'Organismo Italiano di
Contabilità (O.I.C.) e, ove mancanti e in quanto applicabili, da quelli emanati dall'International Accounting Standard
Board (I.A.S.B.).
Nel corso dell'esercizio non si sono verificati casi eccezionali che abbiano reso necessario il ricorso alla deroga di cui
all'Articolo 2423, comma 4° , del codice civile.
Nel rispetto di quanto stabilito dall'Articolo 2426 del codice civile, l'avviamento è iscritto nell'attivo patrimoniale con il
consenso del Collegio Sindacale.
Ai sensi dell'Articolo 27 del Decreto Legislativo 9 aprile 1991 numero 127, la Società si avvale della facoltà di esonero dalla
redazione e pubblicazione del bilancio consolidato in quanto è direttamente (100%) controllata dall'Eni S.p.A., Piazza E.
Mattei, 1 - Roma, società quotata che redige il bilancio consolidato.
Le informazioni a commento delle voci dello stato patrimoniale e del conto economico sono espresse in migliaia di euro
tenuto conto della loro rilevanza.
Il bilancio è stato altresì redatto tenendo conto della deliberazione 21 dicembre 2001 concernente la Direttiva per la
separazione contabile e amministrativa per i soggetti giuridici che operano nel settore dell'energia elettrica e relativi
obblighi di pubblicazione e comunicazione (deliberazione n° 310/01) emessa dall'Autorità per l'Energia Elettrica e il Gas.
Criteri di valutazione
I criteri di valutazione adottati non sono stati modificati rispetto a quelli dell'esercizio precedente salvo quanto indicato
nel punto “Modifica dei criteri contabili”
I criteri di valutazione più significativi adottati per la redazione del bilancio di esercizio sono di seguito rappresentati:
Le immobilizzazioni immateriali sono iscritte al costo di acquisto o di produzione.
Il costo è rettificato quando specifiche leggi consentono o obbligano la rivalutazione delle immobilizzazioni per
adeguarle, anche se solo in parte, al loro maggiore valore normale determinato sulla base della residua possibilità di
utilizzazione del bene ovvero, per i beni destinati alla vendita, al valore netto di realizzo.
Le immobilizzazioni immateriali sono ammortizzate a quote costanti in relazione alla loro residua possibilità di
utilizzazione e comunque per un periodo non superiore a cinque anni. Le aliquote di ammortamento sono indicate nella
parte di illustrazione delle voci di bilancio.
Le immobilizzazioni immateriali sono svalutate quando il loro valore risulta durevolmente inferiore alla residua
possibilità di utilizzazione stimata sulla base del valore normale del bene determinato attualizzando i flussi di cassa attesi
derivanti dall'uso del bene e dalla sua cessione. L'attualizzazione è effettuata a un tasso che tiene conto del rischio
implicito nel settore di attività.
Quando vengono meno i motivi delle svalutazioni, le immobilizzazioni immateriali sono rivalutate nei limiti delle
svalutazioni effettuate e tenuto conto dell'ammortamento maturato.
Le immobilizzazioni materiali sono iscritte al costo di acquisto o di produzione comprensivo degli oneri finanziari
connessi a debiti specifici relativi al periodo di realizzazione del bene. Il costo è rettificato quando specifiche leggi
consentono od obbligano la rivalutazione delle immobilizzazioni per adeguarle, anche se solo in parte, al loro maggiore
valore normale determinato sulla base della residua possibilità di utilizzazione del bene ovvero, per i beni destinati alla
vendita, al valore netto di realizzo.
I beni condotti in locazione finanziaria (leasing operativi) sono iscritti all'attivo patrimoniale nell'esercizio in cui è
esercitato il diritto di riscatto. Nel periodo di locazione l'impegno ad effettuare i relativi pagamenti è iscritto in calce allo
schema di stato patrimoniale.
Le immobilizzazioni materiali sono ammortizzate a quote costanti sulla base della residua possibilità di utilizzazione dei
beni (ammortamento economico-tecnico).
Le aliquote di ammortamento sono indicate nella parte di illustrazione delle voci di bilancio.
I costi per migliorie, ammodernamento e trasformazione aventi natura incrementativa sono imputati all'attivo
patrimoniale.
Le spese di manutenzione e riparazione ordinarie sono imputate a conto economico nell'esercizio in cui sono sostenute.
Le svalutazioni e i ripristini di valore sono effettuate applicando gli stessi criteri previsti per le immobilizzazioni
immateriali.
101
ENIPOWER
BILANCIO 2004
NOTA INTEGRATIVA
Long-term investments
Investments are recognised at cost adjusted to take into consideration permanent value losses. The cost is calculated in
the same way as intangible fixed assets and applying the specific cost method.
Permanent losses in value are assessed on the basis of the corresponding fraction of the shareholders' equity of the
companies concerned, deduced from the last known balance sheet and, when available, from the multi-year plans.
Investments are maintained at a higher value than the reference shareholders' equity, within the limits of the original
entry value when this corresponds to the price paid that took into consideration the existing implicit reserves.
The risk resulting from losses that exceed the value of the shareholders' equity (capital deficit) is entered under liabilities
in the item “Provisions for risks and charges - others”.
Inventories
Inventories are valued at the lower of purchase or production costs and realisable value deducible from the market trend.
However, raw materials write-down may be omitted when the materials in object are to be used in products whose
realisation value deducible from the market trend is considered higher than the total costs of said products.
Cost is determined by referring to the average purchase cost.
Inventories of other materials and consumables, which have remained unchanged for more than twelve months, are
written down in relation to their level of obsolescence.
In the year when the reasons for a previous write-down no longer apply, inventories are revalued and the adjustment
posted to the profit and loss account.
Accounts receivable and payable
Receivables are recorded at their estimated realisable value. Payables are entered at their nominal value.
Receivables and payables in foreign currency are converted into Euro at the exchange rate applicable at year end;
differences resulting from the adjustment are entered under “Profits and losses on exchange rates”. Hedging contracts
are valued accordingly.
Net profit on exchange rates is allocated to a specific reserve which cannot be distributed until realisation.
Short-term investments
Securities are disclosed at the lower of the cost and realisable value deducible from the market trend.
Cost is determined by referring to specific cost.
Cash and bank
Cash in hand in Euro is entered at nominal value. The posted value takes into consideration accrued current account interest
and charges. The same criteria are applied for the deposit accounts held with the Group financial companies.
Accruals, deferrals and prepayments
Accruals, deferrals and prepayments represent time-based apportionment of costs and income that relate to more than
one accounting period.
Provisions for risks and charges include costs and charges of a determined nature, whose existence is certain or likely but
for which the amount or date of occurrence were not known at the end of the financial year. In particular, the provision
for site dismantling and remediation costs represents the cost which it is assumed will be incurred to dismantle and
restore sites or to convert them for new use. The latter costs are posted in the year in which it is assumed that the decision
will be taken to dismiss or convert the assets.
Provision for employees' leaving indemnities and other employee benefits
The provision for employees' leaving indemnities is recorded on an accrual basis over the period of employment, in
compliance with legislation and labour contracts. The value recorded in the financial statements reflects the amount
accruing to employees, net of advance payments made. The company pays into supplementary social security and welfare
funds in favour of the employees. These funds are envisaged in national labour contracts and company-level trade union
agreements and are not managed directly by the Company. The contributions are decided periodically with the trade
union organizations and are charged to the profit and loss account when paid. The main funds are: for directors, the Eni
Group Directors' Pension Fund (FOPDIRE) and the Supplementary Health Fund for Directors of the Eni Group Companies
(FISDE); for other employees, the Fondenergia supplementary pension fund, the Supplementary Health Fund (FIS) and
the Solidarity Fund (FASEN) which promotes and offers social, recreational and cultural services.
102
ENIPOWER
BALANCE SHEET 2004
BALANCE SHEET
Partecipazioni immobilizzate
Le partecipazioni sono iscritte al costo rettificato per perdite durevoli di valore. Il costo è determinato secondo i criteri
indicati per le immobilizzazioni immateriali e applicando il metodo del costo specifico.
Le perdite durevoli di valore sono apprezzate sulla base della corrispondente frazione del patrimonio netto dell'impresa
partecipata, desunto dall'ultimo bilancio di esercizio conosciuto nonché, ove disponibili, dei relativi piani pluriennali.
Le partecipazioni sono mantenute a un valore superiore al patrimonio netto di riferimento, nei limiti del valore di
iscrizione originario, quando quest'ultimo corrisponde al prezzo pagato che ha tenuto conto di riserve implicite ancora esistenti.
Il rischio derivante dalle perdite eccedenti il patrimonio netto (deficit patrimoniale) delle partecipate è rilevato al
passivo patrimoniale nella voce “Fondi per rischi e oneri- altri”.
Rimanenze
Le rimanenze sono valutate al minore tra il costo di acquisto o di produzione e il valore di realizzazione desumibile
dall'andamento del mercato. Tuttavia per le materie prime la svalutazione può essere omessa quando le stesse sono
destinate a essere incorporate in prodotti il cui valore di realizzazione desumibile dall'andamento del mercato è ritenuto
superiore al costo complessivo dei prodotti medesimi.
La configurazione di costo adottata è il costo medio mobile di acquisto.
Le rimanenze di materiali diversi e di consumo, non movimentate da oltre dodici mesi, vengono svalutate in funzione del
loro grado di obsolescenza.
Nell'esercizio in cui vengono meno i motivi delle svalutazioni effettuate, i valori ante svalutazione sono ripristinati e la
rettifica è imputata a conto economico.
Crediti e debiti
I crediti sono iscritti al valore presumibile di realizzazione e i debiti sono iscritti al loro valore nominale.
I crediti e i debiti in moneta estera sono convertiti in euro al cambio corrente alla data di chiusura dell'esercizio e le
differenze derivanti dall'adeguamento sono iscritte alla voce “Utili e perdite su cambi”; i contratti di copertura sono
valutati coerentemente.
L'eventuale utile netto su cambi è accantonato in una apposita riserva non distribuibile fino al realizzo.
Attività finanziarie che non costituiscono immobilizzazioni
I titoli sono iscritti al minore tra il costo e il valore di realizzazione desumibile dall'andamento del mercato.
La configurazione di costo adottata è quella del costo specifico.
Le giacenze in euro sono iscritte al valore nominale. Il valore di iscrizione tiene conto degli interessi maturati in c/c e delle
spese addebitate. Gli stessi criteri sono applicati ai rapporti di deposito intrattenuti con le imprese finanziarie di Gruppo.
Ratei e Risconti
I ratei e i risconti sono determinati in modo da imputare all'esercizio la quota di competenza dei costi e dei proventi
comuni a due o più esercizi.
I fondi per rischi e oneri riguardano costi e oneri di natura determinata, di esistenza certa o probabile dei quali alla data di
chiusura dell'esercizio sono indeterminati o l'ammontare o la data di sopravvenienza. In particolare il fondo smantellamento
e ripristino siti accoglie i costi per lo smantellamento e il ripristino dei siti che si presume di sostenere in occasione della
dismissione o dell'attribuzione a una diversa destinazione di stabilimenti. Questi ultimi costi sono stanziati nell'esercizio in
cui si assume la decisione di dismissione o di una diversa destinazione dei beni.
Trattamento di fine rapporto di lavoro subordinato e altri trattamenti a favore dei dipendenti
Il trattamento di fine rapporto è stanziato per competenza durante il periodo di rapporto di lavoro dei dipendenti in
conformità alla legislazione e ai contratti di lavoro. L'ammontare iscritto in bilancio riflette il debito maturato nei
confronti dei dipendenti al netto delle anticipazioni erogate agli stessi. La Società versa contributi a fondi che si occupano
della copertura assistenziale e previdenziale integrativa e di altre provvidenze a favore dei dipendenti. Questi fondi sono
previsti da contratti di lavoro nazionali e da accordi sindacali a livello aziendale e non sono gestiti direttamente dalla
Società. I contributi da corrispondere sono determinati periodicamente con le stesse organizzazioni sindacali e sono
imputati a conto economico quando corrisposti. I principali fondi sono: a favore dei dirigenti, il Fondo Pensione Dirigenti
Gruppo Eni (FOPDIRE) e il Fondo Integrativo Sanitario Dirigenti delle Aziende del Gruppo Eni (FISDE); a favore degli altri
dipendenti: il Fondenergia per le prestazioni pensionistiche complementari, il Fondo Integrativo Sanitario (FIS) e il
Fondo per le Attività di Solidarietà (FASEN) che promuove e assicura servizi sociali, ricreativi e culturali.
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ENIPOWER
BILANCIO 2004
NOTA INTEGRATIVA
Guarantees and other memorandum accounts
Guarantees are recorded at the bottom of the balance sheet at nominal value, except for guarantees securing debts or
commitments which carry extra risks that are considered remote. The actual commitment at year end is indicated in the
explanatory notes to the memorandum accounts.
Real security securing company payables or commitments are indicated in the notes to the financial statement items
which disclose the assets under guarantee.
Commitments for interest rate swap derivative contracts are entered at the nominal value of the reference capital.
Other commitments are disclosed at the bottom of the balance sheet for the amount corresponding to the actual
obligation at the closing date.
Possible, but not probable risks resulting from claims for compensation or from litigation are disclosed at the bottom of
the balance sheet for the claimed amount or, if the claim is considered groundless or if these risks cannot be quantified,
they are mentioned under commitments and risks not resulting from the balance sheet in the notes to the financial
statements.
Revenues and costs
Revenues from sales and services are recognised when ownership is transferred or the service is rendered.
When revenue is recognised at the moment of shipment all risks of loss are transferred to the purchaser at that date.
Revenues are booked net of returns, discounts, allowances and premiums as well as all direct taxes.
Costs are recognised when they relate to goods or services sold or consumed or for systematic distribution, or when their
future utility cannot be identified.
Starting from 2003, consistently with their retribution significance, personnel costs include, the stock grant assigned to
directors. The cost is determined in relation to the fair value of the right assigned to the director, plus any charges borne
by the employer (social charges and Employees' Leaving Indemnities) calculated on the basis of the normal value of the
shares (average of the official prices in the last month of the year); the share for the year is determined pro rate temporis
over the period the incentive refers to (vesting period) . The fair value of the stock grant (for the 2004 assignments: Euro
2.01465) is represented by the current value of the share at the date the commitment was undertaken, minus the current
value of the dividends expected in the vesting period (for 2004 assignments: Euro 14.5668).
The cost of the assigned shares is charged to "Personnel costs - other costs" with contra entry under "Payables to parent
companies"; the cost for the share not pertaining to the year is discounted. The social charges and leaving indemnities
are disclosed in the same year; these items are entered under “Personnel costs - other costs” with contra-entry under
“Provisions for risks and charges - others”.
In total, the cost of the stock grant assigned to directors employed by the Company in 2004 amounted to Euro 548
thousand and can be broken down as follows:
(thousands euro)
Fair value of the stock grants
Social charges and leaving indemnities on the normal value of the stock grant
383
165
The cost charged to the profit and loss account in 2004 amounted to Euro 246 thousand and can be broken down as
follows:
(thousands euro)
Assignment 2003
Assignment 2004
Advance taxes paid
160
86
(35)
Dividends
Dividends are recorded in the year in which their distribution is resolved.
Income taxes
In October 2004 the company joined Eni's national tax consolidation.
As of 2004, along with Eni S.p.A., the Company has exercised the option of the “national consolidation” tax regime which
allows IRES to be determined on a taxable income base corresponding to the algebraic sum of the positive and negative
taxable incomes of the single companies which exercise said option. The economic relationships and mutual
responsibilities and obligations between Eni S.p.A. and the other companies of the Group adopting the consolidation are
defined in the “Regulations for taking part in the national consolidation tax regime for Eni Group companies”, according
to which i) subsidiaries with positive taxable income transfer to Eni S.p.A. the financial resources corresponding to the
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ENIPOWER
BALANCE SHEET 2004
BALANCE SHEET
Garanzie e altri conti d’ordine
Le garanzie sono indicate in calce allo stato patrimoniale per il loro ammontare nominale, con esclusione delle garanzie
prestate per debiti o impegni iscritti in bilancio che comportano rischi supplementari giudicati remoti. Nelle note di
commento ai conti d'ordine è indicato l'effettivo impegno alla data di chiusura dell'esercizio.
Le garanzie reali costituite a fronte di debiti o impegni propri sono indicate nell'illustrazione della voce di bilancio che
rileva i beni oggetto di garanzia.
Gli impegni per contratti derivati di interest rate swap, sono iscritti al valore nominale del capitale di riferimento.
Gli altri impegni sono iscritti in calce allo stato patrimoniale per l'ammontare corrispondente all'effettiva obbligazione
alla data di chiusura dell'esercizio.
I rischi possibili, ma non probabili, conseguenti a richieste di risarcimenti o controversie sono iscritti in calce allo stato
patrimoniale per l'ammontare preteso ovvero, se la pretesa è giudicata infondata o se tali rischi non sono quantificabili,
sono menzionati negli impegni e rischi non risultanti dallo stato patrimoniale, nella nota integrativa.
Ricavi e costi
I ricavi delle vendite e delle prestazioni sono iscritti al momento del trasferimento della proprietà o del compimento della
prestazione.
Quando i ricavi sono riconosciuti al momento della spedizione tutti i rischi di perdita sono trasferiti all'acquirente a
quella data.
I ricavi sono iscritti al netto di resi, sconti, abbuoni e premi, nonché delle imposte direttamente connesse.
I costi sono riconosciuti quando relativi a beni e servizi venduti o consumati nell'esercizio o per ripartizione sistematica
ovvero quando non si possa più identificare l'utilità futura degli stessi.
A partire dal bilancio dell'esercizio 2003 i costi per il personale includono, coerentemente alla natura sostanziale di
retribuzione che assumono, le stock grant assegnate ai dirigenti. Il costo è determinato con riferimento al fair value del
diritto assegnato al dirigente, incrementato degli eventuali oneri a carico del datore di lavoro (oneri sociali e TFR)
calcolati sulla base del valore normale delle azioni (media dei prezzi ufficiali dell'ultimo mese dell'esercizio); la quota di
competenza dell'esercizio è determinata pro rata temporis lungo il periodo a cui è riferita l'incentivazione (vesting
period) . Il fair value delle stock grant (per le assegnazioni 2004: 2,01465 euro) è rappresentato dal valore corrente
dell'azione alla data di assunzione dell'impegno, ridotto del valore attuale dei dividendi attesi nel vesting period (per le
assegnazioni 2004: 14,5668 euro).
La rilevazione del costo delle azioni assegnate è effettuata nella voce “Costi del personale - altri costi” con contropartita
alla voce “Debiti verso imprese controllanti”, il costo per la quota non di competenza dell'esercizio è riscontato. Nello
stesso esercizio sono rilevati gli oneri sociali e il trattamento di fine rapporto, la rilevazione di tali poste è effettuata alla
voce “Costi del personale- altri costi” in contropartita alla voce “Fondi per rischi e oneri - altri”.
Complessivamente il costo delle stock grant assegnate ai dirigenti in servizio della Società dell'esercizio 2004 ammonta
a 548 migliaia di euro, come segue:
(migliaia di euro)
Fair value delle stock grant
Oneri sociali e TFR sul valore normale delle stock grant
383
165
Il costo imputato a conto economico nel 2004 ammonta complessivamente a 246 migliaia di euro, come segue:
(migliaia di euro)
Assegnazione 2003
Assegnazione 2004
Imposte anticipate
160
86
(35)
Dividendi
I dividendi sono iscritti nell'esercizio in cui ne è stata deliberata la distribuzione.
Imposte sul reddito
Nell'ottobre 2004 la società ha aderito al consolidato fiscale nazionale dell'Eni.
A decorrere dall'esercizio 2004 la Società congiuntamente con l'Eni S.p.A. ha esercitato l'opzione per il regime fiscale del
Consolidato nazionale, che consente di determinare l'IRES su una base imponibile corrispondente alla somma algebrica
degli imponibili positivi e negativi delle singole società che partecipano al consolidato. I rapporti economici, oltre che le
responsabilità e gli obblighi reciproci, fra l'Eni S.p.A. e le altre società del Gruppo che hanno aderito al consolidato sono
definiti nel “Regolamento di partecipazione al regime di tassazione del consolidato nazionale per le società del Gruppo
105
ENIPOWER
BILANCIO 2004
NOTA INTEGRATIVA
higher tax due by virtue of the their participation in the national consolidation regime ii) companies with negative
taxable income receive compensation equal to the relative tax saving made by Eni S.p.A. if and to the extent in which they
have prospects of profitability which, in the absence of the national consolidation, would have allowed recording
deferred receivable tax. Consequently, IRES is calculated on the basis of the estimate of the Company's taxable income
and the relative payable is not entered under “Payables to the parent company” because the positive taxable income has
been offset with past tax losses.
Deferred and advance IRES is calculated on the temporary differences between asset and liability values determined
adopting statutory criteria and the corresponding tax values. Deferred taxes are not recorded if it can be demonstrated
that their payment is not probable; advance taxes are recorded if there is reasonable certainty that they can be recovered.
Deferred tax assets and liabilities are offset if they refer to taxes that can be offset. If the balance of the offsetting is positive,
it is recorded as “Receivables - advance taxes” if it is negative it is recorded as “Provisions for risks and charges - for taxes,
also deferred”.
Current, deferred and advance IRAP is determined making reference exclusively to EniPower S.p.A..
Derivative contracts
In order to protect the company from the risk of interest rate variations a specific derivative contract has been stipulated
for hedging purposes. The interest differentials on interest rate swaps are charged to the profit and loss account on an
accrual basis over the duration of the contract. The interest rate differentials accrued and not settled at the closing date
or paid in advance are entered under “Accruals, deferrals and pre-payments”
Environmental costs
Environmental costs are incurred or accrued to prevent, reduce, remedy or monitor the environmental impact of
production activities. They are added to the fixed assets which they refer to when increasing its the useful life, production
capacity and safety provided that they generate an overall improvement in the company's productivity. Risks and charges
are allocated under the item “Provisions for risks and charges - others” when it is probable or certain that the liability will
be incurred and the amount can be reasonably estimated.
Restructuring costs
Costs resulting from termination and early retirement incentives are charged to the profit and loss account in the year
the downsizing programme is defined and the conditions for its implementation are met.
Changes to accounting policies
The Reform of regulations governing joint-stock companies introduced with Legislative Decree no. 6 of 17 January 2003
(called the Vietti Reform) introduces some changes to the accounting policies. For companies whose financial year
coincides with the calendar year, the new law provisions apply as of the year 2004. The changes introduced are indicated
below with the relative effects on the balance sheet and profit and loss account for the 2004 year.
106
ENIPOWER
BALANCE SHEET 2004
BALANCE SHEET
Eni”, secondo il quale i) le società controllate con imponibile positivo trasferiscono all'Eni S.p.A. le risorse finanziarie
corrispondenti alla maggiore imposta da questa dovuta per effetto della loro partecipazione al consolidato nazionale ii)
quelle con imponibile negativo ricevono una compensazione pari al relativo risparmio d'imposta realizzato dall'Eni
S.p.A. se e nella misura in cui hanno prospettive di redditività che avrebbero consentito, in assenza del consolidato
nazionale, di rilevare imposte differite attive. Conseguentemente l'IRES corrente è stata calcolata sulla base della stima
del reddito imponibile della società e il debito per imposte non è stato rilevato alla voce “Debiti verso controllante ” in
quanto l'imponibile positivo è stato compensato con le perdite fiscali pregresse.
L'IRES differita e anticipata è calcolata sulle differenze temporanee tra i valori delle attività e delle passività determinati
secondo criteri civilistici e i corrispondenti valori fiscali. La rilevazione delle imposte differite è omessa se è dimostrabile
che il loro pagamento è improbabile; l'iscrizione delle imposte anticipate è subordinata alla ragionevole certezza della
loro recuperabilità. Le attività per imposte anticipate e le passività per imposte differite sono compensate se riferite a
imposte compensabili. Il saldo della compensazione, se attivo è iscritto alla voce “Crediti - imposte anticipate”; se passivo,
alla voce “Fondi per rischi e oneri - per imposte, anche differite”.
L'IRAP, corrente, differita ed anticipata è determinata esclusivamente con riferimento all'EniPower S.p.A..
Contratti derivati
Per far fronte al rischio di variazione dei tassi di interesse è stato stipulato un contratto derivato di copertura specifica. I
differenziali di interesse sui contratti di copertura dal rischio di interesse sono imputati a conto economico per
competenza di esercizio lungo la durata del contratto (interest rate swap). I differenziali di interesse maturati e non
liquidati alla data di chiusura dell'esercizio o liquidati anticipatamente rispetto alla competenza economica sono rilevati
alla voce “Ratei e risconti”.
Costi ambientali
I costi ambientali sono sostenuti o stanziati per prevenire, ridurre, riparare o monitorare l'impatto ambientale delle
attività produttive. Sono imputati in aumento delle immobilizzazioni cui si riferiscono i costi ambientali che aumentano
la vita utile, la capacità produttiva nonché la sicurezza delle immobilizzazioni materiali sempre che consentano di
conseguire un incremento complessivo della produttività aziendale. I rischi e gli oneri sono stanziati alla voce “Fondi per
rischi e oneri - altri” quando è probabile o certo che la passività sarà sostenuta e l'ammontare può essere ragionevolmente
stimato.
Costi di ristrutturazione
I costi derivanti dagli incentivi all'esodo e dai prepensionamenti sono imputati a conto economico nell'esercizio in cui il
programma di riduzione del personale è definito e si sono verificate le condizioni previste per l'attuazione.
Modifica dei criteri contabili
La Riforma della disciplina delle società di capitali introdotta dal D.Lgs. 17 gennaio 2003, n. 6 (cd. Riforma Vietti) reca
talune modifiche ai criteri di redazione del bilancio di esercizio. Per le società il cui periodo amministrativo coincide con
l'anno solare le nuove disposizioni di legge si applicano a partire dall'esercizio 2004. Di seguito sono indicate le modifiche
apportate con i relativi effetti allo stato patrimoniale e al conto economico dell'esercizio 2004.
107
ENIPOWER
BILANCIO 2004
NOTA INTEGRATIVA
Elimination of tax interferences
The new Italian laws do not allow to make value adjustments and allocations exclusively by way of application of tax laws.
As a consequence, the values of the financial statements at 1 January 2004 were “cleaned” of the tax-driven value
adjustments and allocations made in previous years and recorded in the notes to the financial statements of the year 2003.
According to the line taken by Consob, the Banca d'Italia and the Italian Accounting Organism, the reversal of the value
adjustments and appropriations made exclusively by way of application of tax laws (Euro 6,310 thousand) is registered
as extraordinary income; the relative deferred taxes (Euro 2,350 thousand) are registered as extraordinary charges. The
effects on the assets and liabilities and on the profit and loss account are shown in the table below:
(thousands euro)
Capital and
reserves at
31.12.2003 (*)
Values before elimination of tax interferences
Increase in assets
- Excess and advance depreciation of tangible fixed assets
Total interferences gross of deferred taxes
Appropriation to the deferred taxes provision
Total interferences net of deferred taxes
Values after elimination of tax interferences
Profit 2003
Profit 2004
684,069
3,294
25,840
1,906
1,906
(710)
1,196
685,265
4,404
4,404
(1,640)
2,764
6,058
6,310
6,310
(2,350)
3,960
29,800
(*) Before 2003 profit.
Valuation of assets and liabilities in currencies other than the Euro
Assets and liabilities in currencies other than the Euro, except for fixed assets, have been adjusted at the exchange rates
at 31 December 2004 with entry in the profit and loss account of the effect of the adjustments. Until last year receivables
and payables in currencies other than the Euro were converted at the historical exchange rate and contributed to forming
the exchange rate fluctuation provision; net active exchange rate differences were therefore not registered
Changes to the content of the profit and loss account and to the balance sheet
The new item “ Profits and losses on exchange rates” has been included in the profit and loss account on the basis of the
provisions of Article 2425, point 17-bis of the Italian Civil Code. The values of the active and passive exchange rate
differences included under “Other financial income” and “Interest and other financial charges" respectively in the year
2003 have been reclassified under "Profits and losses on exchange rates" as follows:
(thousands euro)
Other financial income
Interest and other financial charges
Exchange Profits/losses
44
(20)
(24)
In accordance with the modification of Article 2425 of the Italian Civil Code, the name of item no. 22 has been changed
from “Income tax” to “Income tax of the year, current, deferred and advance” and the name of item number 2, point B of
the liabilities sheet (Provisions for risks and charges) “for taxes” to “for taxes, including deferred taxes”
The content of the balance sheet has been changed on the basis of the provisions of article 2424 of the Italian Civil Code,
adding two items “Tax credits” and “Credits for advance taxes”. The values of the year 2003 have therefore been reclassified
as follows (million Euro):
From:
Receivables from others
64,429
108
ENIPOWER
BALANCE SHEET 2004
BALANCE SHEET
To:
Tax credits
Credits for advance taxes
11,180
53,249
Eliminazione delle interferenze fiscali
Le nuove disposizioni non consentono di effettuare in bilancio rettifiche di valore e accantonamenti esclusivamente in
applicazione di norme tributarie. In relazione a ciò, si è proceduto al “disinquinamento” dei valori di bilancio al 1°
gennaio 2004 dalle rettifiche di valore e dagli accantonamenti di questa natura effettuati in esercizi precedenti e
risultanti dalla nota integrativa al bilancio dell'esercizio 2003. Secondo le disposizioni della Consob, della Banca d'Italia,
e dell'OIC, lo storno delle rettifiche di valore e degli accantonamenti effettuati esclusivamente in applicazione di norme
tributarie (rispettivamente 6.310 migliaia di euro) è imputato tra i proventi straordinari; le relative imposte differite
(2.350 migliaia di euro) sono imputate tra gli oneri straordinari. L'analisi degli effetti sulle voci dell'attivo e del passivo
nonché sul conto economico è indicata nella tabella seguente:
(migliaia di euro)
Capitale e
riserve al
31.12.2003 (*)
Valori prima dell'eliminazione delle interferenze fiscali
Incremento dell’attivo
- Ammortamenti eccedenti
e anticipati su Immobilizzazioni materiali
Totale interferenze al lordo delle imposte differite
Accantonamento al fondo imposte differite
Totale interferenze al netto delle imposte differite
Valori dopo l'eliminazione delle interferenze fiscali
Utile 2003
Utile 2004
684.069
3.294
25.840
1.906
1.906
(710)
1.196
685.265
4.404
4.404
(1.640)
2.764
6.058
6.310
6.310
(2.350)
3.960
29.800
(*) Prima dell'utile 2003.
Valutazione delle attività e passività in moneta diversa dall'euro
Le attività e le passività in moneta diversa dall'euro, eccetto le immobilizzazioni, sono state adeguate ai cambi in vigore
al 31 dicembre 2004 con imputazione a conto economico dell'effetto dell'adeguamento; fino allo scorso esercizio i crediti
e i debiti in moneta diversa dall'euro erano convertiti al cambio storico e concorrevano alla determinazione del fondo
oscillazione cambi; non venivano perciò rilevate differenze attive nette di cambio.
Modifica del contenuto del conto economico e dello stato patrimoniale
Nel conto economico è stata inserita la nuova voce “Utili e perdite su cambi” sulla base di quanto disposto dall'Art. 2425,
punto 17-bis del codice civile. I valori relativi alle differenze attive e passive di cambio inclusi rispettivamente nelle voci
“Altri proventi finanziari” e “Interessi e altri oneri finanziari” dell'esercizio 2003 sono stati riclassificati alla voce “Utili e
perdite su cambi”, come segue:
(migliaia di euro)
Altri proventi finanziari
Interessi e altri oneri finanziari
Utili e perdite su cambi
44
(20)
(24)
Coerentemente alla modifica dell'Art. 2425 del codice civile la denominazione della voce n. 22 “Imposte sul reddito
dell'esercizio” è stata modificata in “Imposte sul reddito dell'esercizio, correnti, differite e anticipate” e la denominazione
della voce al numero 2 della lettera B del passivo patrimoniale (Fondi per rischi e oneri) “per imposte” in “per imposte,
anche differite”.
Il contenuto dello stato patrimoniale è stato modificato sulla base di quanto disposto dall'Art. 2424 del codice civile
inserendo due nuove voci “Crediti tributari” e “Crediti per imposte anticipate”. I valori dell'esercizio 2003 sono stati
perciò riclassificati come segue (milioni di euro):
Da:
Crediti verso altri
64.429
A:
Crediti tributari
Crediti per imposte anticipate
109
ENIPOWER
BILANCIO 2004
NOTA INTEGRATIVA
11.180
53.249
Illustration of the financial statements items
Amortisation
Other changes
Net book value
at 31.12.2004
Amortisation
provision
31.12.2004
Formation and expansion costs
Industrial patent rights and rights to
use intellectual property
Goodwill
Fixed assets in progress
Other
Decreases
(thousands euro)
Increases
Net book value
at 31.12.2003
1
-
-
-
-
-
-
8
369
1,120
2,713
530
4,732
2,352
1,526
3,878
(2,352)
(2,352)
(1,106)
(560)
(272)
(1,938)
-
1,615
560
1,887
258
4,320
3,105
2,240
1,099
6,452
Book value
at 31.12.2004
Formation and expansion costs
Industrial patent rights and rights to
use intellectual property
Goodwill
Other
Increases
(thousands euro)
Book value
at 31.12.2003
The amortisation fund of Euro 6,452 thousand includes amortisation which changed as follows:
8
-
8
1,999
1,680
827
4,514
1,106
560
272
1,938
3,105
2,240
1,099
6,452
Rights to use original works of Euro 1,625 thousand are disclosed net of amortisation (Euro 3,105 thousand) and mainly
refer to the cost of licenses and the implementation of receivable invoicing and SAP R/3 projects. The increase of the year
(Euro 2,352 thousand) mainly regards the SAP R/3 and Linux projects (Euro 336 thousand), the purchase of licenses (Euro
361 thousand) and the purchase of the plant production optimisation system (Euro 1,417 thousand). The amortisation
rate adopted is 33.3%.
Goodwill refers to the business line comprising the Livorno and Taranto sites received from Agip Petroli S.p.A. in 2001,
the residual value of Euro 560 thousand is disclosed net of amortisation (Euro 2,240 thousand). The amortisation rate
adopted is 20%.
Fixed assets in progress (Euro 1,887 thousand) refer principally to the development of software applications.
The other intangible fixed assets amount to Euro 258 thousand; the most significant of these items regard studies on the
environmental compatibility of the company's activities. The amortisation rate applied is 20%.
110
ENIPOWER
BALANCE SHEET 2004
BALANCE SHEET
Illustrazioni voci di bilancio
Ammortamenti
Altre variazioni
Valore netto
al 31.12.2004
Fondo
ammortamento
al 31.12.2004
Costi di impianto e ampliamento
Diritti di brevetto industriale e di
utilizzazione delle opere di ingegno
Avviamento
Immobilizzaz. imm. in corso
Altre
Decrementi
(migliaia di euro)
Incrementi
Valore netto
al 31.12.2003
1
-
-
-
-
-
-
8
369
1.120
2.713
530
4.732
2.352
1.526
3.878
(2.352)
(2.352)
(1.106)
(560)
(272)
(1.938)
-
1.615
560
1.887
258
4.320
3.105
2.240
1.099
6.452
Valore
al 31.12.2004
Costi di impianto e di ampliamento
Diritti di brevetto industriale e di
utilizzazione delle opere di ingegno
Avviamento
Altre
Incrementi
(migliaia di euro)
Valore
al 31.12.2003
I fondi ammortamento di 6.452 migliaia di euro comprendono ammortamenti che nell'esercizio hanno avuto le seguenti
variazioni:
8
-
8
1.999
1.680
827
4.514
1.106
560
272
1.938
3.105
2.240
1.099
6.452
I diritti di utilizzazione delle opere di ingegno per 1.615 migliaia di euro sono esposti al netto degli ammortamenti per
3.105 migliaia di euro e riguardano prevalentemente i costi di licenza ed implementazione relativi al progetto
informatico di fatturazione attiva ed al progetto SAP R/3. L'incremento dell'anno di 2.352 migliaia di euro è inerente
principalmente ai progetti SAP R/3 e Linux per 336 migliaia di euro, l'acquisto di licenze d'uso per 361 migliaia di euro e
l'acquisto del sistema di ottimizzazione produzione impianti per 1.417 migliaia di euro. Il coefficiente di ammortamento
adottato è il 33,3%.
L'avviamento è relativo al ramo d'azienda composto dai siti di Livorno e Taranto ricevuto in conferimento dalla società
Agip Petroli S.p.A. nel 2001; il valore residuo di 560 migliaia di euro è esposto al netto degli ammortamenti per 2.240
migliaia di euro. Il coefficiente di ammortamento adottato è il 20%.
Le immobilizzazioni in corso, pari a 1.887 migliaia di euro, si riferiscono principalmente allo sviluppo di software
applicativi.
Le altre immobilizzazioni immateriali, esposte al netto di ammortamenti, ammontano a 258 migliaia di euro; fra queste,
la voce più significativa riguarda gli studi di compatibilità ambientale dell'attività operativa della Società. Il coefficiente
di ammortamento adottato è il 20%.
111
ENIPOWER
BILANCIO 2004
NOTA INTEGRATIVA
Increases
Decreases
Depreciation
Other change
Nebook value
at 31.12.2004
Depreciation
and write-down
provision 331.12.2004
Net book value
at 31.12.2003
2
Tangible non-current and fixed assets
Land and buildings
37,427
Plant and machinery
439,999
Industrial and commercial equipment
303
Other assets
646
1,001,567
Advances
8,135
Total tangible fixed assets
1,488,077
615,262
57
127
361,046
976,492
(615,262)
(4,707)
(619,969)
(1,418)
(53,010)
(65)
(377)
(54,870)
6,310
6,310
36,009
1,008,561
295
396
747,351
3,428
1,796,040
5,755
122,661
173
1,544
130,133
(thousands euro)
Decreases/
sales
Other changes
Book value at
31.12.2004
Economic-technical depreciation
Buildings
Plant and machinery
Other assets
Increases
(thousands euro)
Net book value
at 31.12.2003
Depreciation is calculated using the straight-line method in relation to the residual life of the assets.
The depreciation funds can be broken down as follows:
4,337
69,651
108
1,167
75,263
1,418
53,010
65
377
54,870
-
-
5,755
122,661
173
1,544
130,133
112
ENIPOWER
BALANCE SHEET 2004
BALANCE SHEET
Decreases/
sales
Other changes
Book value
at 31.12.2004
Excess depreciation
Plant and machinery
Increases
(thousands euro)
Book value
at 31.12.2003
The provision for economic-technical depreciation fund shows depreciation calculated using the straight-line method
in relation to the residual life of the assets.
6,310
6,310
-
-
(6,310)
(6,310)
-
Incrementi
Decrementi
Ammortamenti
Altre variazioni
Valore netto
al 31.12.2004
Fondo ammortamento
e svalutazione
al 31.12.2004
Valore netto
al 31.12.2003
2
37.427
439.999
303
646
1.001.567
8.135
1.488.077
615.262
57
127
361.046
976.492
(615.262)
(4.707)
(619.969)
(1.418)
(53.010)
(65)
(377)
(54.870)
6.310
6.310
36.009
1.008.561
295
396
747.351
3.428
1.796.040
5.755
122.661
173
1.544
130.133
(migliaia di euro)
Terreni e fabbricati
Impianti e macchinario
Attrezz. industriali e comm.li
Altri beni
Immobiliz.ni in corso
Acconti
Totale immobilizzazioni materiali
Decrementi
cesioni
Altre variazioni
Valore a
al 31.12.2004
Fondo ammortamento Economico/Tecnico
Fabbricati
Attrezzature industriali e comm.li
Altri beni
Incrementi
(migliaia di euro)
Valore
al 31.12.2003
L'ammortamento è effettuato in quote costanti in relazione alla residua possibilità di utilizzazione delle immobilizzazioni.
I fondi ammortamento sono analizzati come segue:
4.337
69.651
108
1.167
75.263
1.418
53.010
65
377
54.870
-
-
5.755
122.661
173
1.544
130.133
Decrementi
cesioni
Altre variazioni
Valore a
al 31.12.2004
Fondo ammortamento Eccedente
Incrementi
(migliaia di euro)
Valore
al 31.12.2003
Il fondo ammortamento economico-tecnico rileva gli ammortamenti calcolati a quote costanti in relazione alla vita
utile residua dei beni.
6.310
6.310
-
-
(6.310)
(6.310)
-
113
ENIPOWER
BILANCIO 2004
NOTA INTEGRATIVA
Max fiscal rate
Min fiscal rate
Buildings
Light constructions
Plants (CTE)
Plants (Sub-stations)
Equipment
Furniture and office furnishing
Electronic machines
Average
coefficient
applied
The provision for exceeding depreciation shows depreciation that exceeds the economic-technical rate down to the
minimum tax rate allowed by the law in order to obtain the relative tax benefits.
Following application of the reform of regulations governing joint-stock companies introduced with Legislative Decree
No. 6 of 17 January 2003, the provision for exceeding depreciation reserve was zeroed with extraordinary income contraentry of Euro 6,310 thousand.
The rates applied, distributed by homogeneous categories, are shown in the table below:
7,2
6,3
4,7
2,8
14,5
18,2
20,0
4,0
10,0
9,0
7,0
20,0
12,0
20,0
2,0
5,0
4,5
3,5
10,0
6,0
10,0
Net value
as at 31.12.2004
Opening balance
Movements in the year
- Depreciation
Depreciation
(thousands euro)
Cost
Land and buildings
41,764
(4,337)
37,427
41,764
(1,418)
(5,755)
(1,418)
36,009
Net value
31.12.2004
Opening balance
Movements in the year:
- Transfers from fixed assets in progress
- Transfers from provision for exceeding depreciat
- Depreciation
Depreciation
(thousands euro)
Cost
Plant and machinery
515,960
(75,961)
439,999
615,262
1,131,222
6,310
(53,010)
(122,661)
615,262
6,310
(53,010)
1,008,561
The changes of the year refer mainly to the start-up of the combined cycle plants of Ferrera Erbognone (Euro 261,070
thousand) and Ravenna (Euro 334,422 thousand).
114
ENIPOWER
BALANCE SHEET 2004
BALANCE SHEET
Max fisc. %
Min fisc. %
Fabbricati
Costruzioni leggere
Impianti (CTE)
Impianti (Sottostazioni)
Attrezzature
Arredi e macchine ufficio
Macchine elettroniche
Coefficiente
medio app.
Il fondo ammortamento eccedente, rileva gli ammortamenti eccedenti l'aliquota economico-tecnica fino a concorrenza
dell'aliquota fiscale minima consentita, al fine di non perdere i relativi benefici fiscali.
A seguito dell'applicazione della riforma delle società di capitali introdotta dal D.Lgs n. 6 del 17 gennaio 2003, il fondo
ammortamento eccedente è stato azzerato con contropartita proventi straordinari per 6.310 migliaia di euro
Le aliquote applicate, ripartite per categorie omogenee, sono esposte nella seguente tabella:
7,2
6,3
4,7
2,8
14,5
18,2
20,0
4,0
10,0
9,0
7,0
20,0
12,0
20,0
2,0
5,0
4,5
3,5
10,0
6,0
10,0
Valore netto
al 31.12.2004
Saldo iniziale
Movimenti dell'esercizio:
- Ammortamenti
Fondo
ammortamento
(migliaia di euro)
Costo
41.764
(4.337)
37.427
41.764
(1.418)
(5.755)
(1.418)
36.009
Valore netto
al 31.12.2004
Saldo iniziale
Movimenti dell'esercizio:
- Trasferimenti da imm. in corso
- Trasfer. da fondo ammortamento eccedente
- Ammortamento
Fondo
ammortamento
(migliaia di euro)
Costo
515.960
(75.961)
439.999
615.262
1.131.222
6.310
(53.010)
(122.661)
615.262
6.310
(53.010)
1.008.561
I movimenti dell'esercizio si riferiscono principalmente all'avvio in esercizio delle centrali a ciclo combinato di Ferrera
Erbognone (261.070 migliaia di euro), di Ravenna (334.422 migliaia di euro) .
115
ENIPOWER
BILANCIO 2004
NOTA INTEGRATIVA
Net value
at 31.12.2004
Opening balance
- Purchases
- Transfers from fixed assets in progress
- Depreciation
Depreciation
(thousands euro)
Cost
411
(108)
303
57
468
(65)
(173)
57
(65)
295
The changes of the year are related principally to the purchase of assets for the plants.
Net value
at 31.12.2004
1,813
(1,167)
646
127
1,940
(377)
(1,544)
127
(377)
396
Cost
Depreciation
Other assets
(thousands euro)
Opening balance
- Purchases
- Depreciation
The main movements in the year regard the purchase of furniture and fittings.
Opening balance
Movements in the year:
- Purchases
- Transfers upon completion
Net value
at 31.12.2004
(thousands euro)
Cost
1,001,567
1,001,567
361,046
(615,262)
747,351
361,046
(615,262)
747,351
Purchases of the year mainly refer to investments in the construction of the new combined cycle plants at Ravenna (Euro
39,746 thousand), Ferrera Erbognone (Euro 40,113 thousand), Brindisi (Euro 170,831 thousand) and Mantua (Euro
89,527 thousand).
Financial charges were capitalised during the year for an amount of Euro 20,938 thousand. These charges refer to loans
granted by the group finance company Enifin S.p.A. for the construction of the combined cycle plant of Mantua, Brindisi,
Ravenna and Ferrera Erbognone.
116
ENIPOWER
BALANCE SHEET 2004
BALANCE SHEET
Valore netto
al 31.12.2004
Saldo iniziale
Movimenti dell’esercizio:
- Acquisizioni
- Trasferimenti da imm. in corso
- Ammortamenti
Fondo
ammortamento
(migliaia di euro)
Costo
Attrezzature industriali e commerciali
411
(108)
303
57
468
(65)
(173)
57
(65)
295
I movimenti dell'esercizio sono dovuti principalmente all'acquisto di dotazioni patrimoniali per gli stabilimenti.
Valore netto
al 31.12.2004
Saldo iniziale
- Acquisizioni
- Ammortamenti
Fondo
ammortamento
(migliaia di euro)
Costo
Altri beni
1.813
(1.167)
646
127
1.940
(377)
(1.544)
127
(377)
396
I principali movimenti dell’esercizio sono dovuti all’acquisto di mobili e arredi.
Costo
Valore netto
al 31.12.2004
Immobilizzazioni in corso
1.001.567
1.001.567
361.046
(615.262)
747.351
361.046
(615.262)
747.351
(migliaia di euro)
Saldo iniziale
- Acquisizioni
- Trasferimenti a immob. ultimate
Le acquisizioni dell'esercizio riguardano principalmente gli investimenti riferiti agli stati di avanzamento lavori relativi
ai nuovi impianti a ciclo combinato di Ravenna (39.746 migliaia di euro), Ferrera Erbognone ( 40.113 migliaia di euro),
Brindisi (170.831 migliaia di euro) e Mantova (89.527 migliaia di euro).
Nel corso dell'esercizio sono stati capitalizzati oneri finanziari per l'ammontare di a 20.938 migliaia di euro. Tali oneri si
riferiscono ai finanziamenti di scopo accesi nei confronti della finanziaria di gruppo Enifin S.p.A. per la costruzione delle
centrali a ciclo combinato di Mantova, Brindisi, Ravenna e Ferrera Erbognone.
117
ENIPOWER
BILANCIO 2004
NOTA INTEGRATIVA
Opening balance
- Pay-offs
Net value
at 31.12.2004
(thousands euro)
Amount
Advances
8,135
8,135
(4,707)
3,428
(4,707)
3,428
The changes of the year mainly regard advance payments for orders for investment related assets and services.
(thousands euro)
Shareholdings in subsidiaries
Shareholdings in affiliated companies
Shareholdings in other companies
28,327
14,874
144
43,345
Net value
at 31.12.2004
Net book Value at
31.12.2003
Investments
Value
Adjustments
Financial assets
Acquisitions and
subscriptions
3
10,878
1,686
12,564
(78)
(78)
39,127
16,560
144
55,831
Investments in subsidiaries are disclosed net of the write-down provision of Euro 2,226 thousand which regards EniPower
Trading S.p.A. (Euro 100 thousand), EniPower Trasmissione S.p.A. (Euro 1,875 thousand), EniPower Iniziative Industriali
S.p.A. (Euro 146 thousand) and S.E.F. S.r.l. (Euro 105 thousand).
Values at
31.12.2004
PShareholdings in subsidiaries
Appropriations
(thousands euro)
Book value
at 31.12.2003
The provision for write-down of investments is shown below:
2,148
2,148
78
78
2,226
2,226
The changes in investments in subsidiaries concern:
■ subscription and payment of the increase in share capital of EniPower Trasmissione S.p.A. (company controlled 100%
by EniPower S.p.A.) of Euro 5,000 thousand;
■ subscription and payment of the increase in share capital of EniPower Iniziative Industriali S.p.A. of Euro 126
thousand;
■ subscription and payment of the share capital of the company S.E.F. S.r.l. of Euro 5,752 thousand.
Acquisitions and subscriptions in associated companies concern the subscription of the company Ravenna Servizi
Industriali S.c.p.a. for Euro 1,686 thousand, equal to 28.10% of the share capital.
Write-downs of investments during the year regard:
■ EniPower Iniziative Industriali (Euro 78 thousand);
The write-down was made following the reduction in share capital made to cover losses.
118
ENIPOWER
BALANCE SHEET 2004
BALANCE SHEET
Ammontare
Valore netto
al 31.12.2004
Acconti
8.135
8.135
(4.707)
3.428
(4.707)
3.428
(migliaia di euro)
Saldo iniziale
- Estinzioni
I movimenti dell’esercizio riguardano principalmente gli acconti relativi a ordinazioni per beni e prestazioni su
investimenti.
3
Immobilizzazioni finanziarie
Rettifiche
di valore
Valore netto
al 31.12.2004
Partecipazioni in imprese controllate
Partecipazioni in imprese collegate
Partecipazioni in altre imprese
Acquisizioni e
sottoscrizioni
(migliaia di euro)
Valore netto
al 31.12.2003
Partecipazioni
28.327
14.874
144
43.345
10.878
1.686
12.564
(78)
(78)
39.127
16.560
144
55.831
Le partecipazioni in imprese controllate sono esposte al netto del fondo svalutazione di 2.226 migliaia di euro che
riguarda EniPower Trading S.p.A. (100 migliaia di euro), EniPower Trasmissione S.p.A. (1.875 migliaia di euro), EniPower
Iniziative Industriali S.p.A. (146 migliaia di euro) e S.E.F. S.r.l. (105 migliaia di euro).
Valore al
31.12.2004
Partecipazioni in imprese controllate
Accantonamenti
(migliaia di euro)
Valore al
31.12.2003
Il fondo svalutazione partecipazioni è così rappresentato:
2.148
2.148
78
78
2.226
2.226
Le variazioni dell'esercizio delle partecipazioni nelle imprese controllate riguardano:
■ la sottoscrizione e il versamento dell'aumento del capitale sociale di EniPower Trasmissione S.p.A. (società controllata
al 100% da EniPower S.p.A.) per 5.000 migliaia di euro;
■ la sottoscrizione e il versamento dell'aumento di capitale sociale della società EniPower Iniziative Industriali S.p.A. per
126 migliaia di euro ;
■ la sottoscrizione e il versamento del capitale sociale della società S.E.F. S.r.l. pari a 5.752 migliaia di euro.
Le acquisizioni e le sottoscrizioni in imprese collegate riguardano la sottoscrizione della società Ravenna Servizi
Industriali S.c.p.a. per 1.686 migliaia di euro pari al 28,10% del capitale sociale.
Le svalutazioni delle partecipazioni effettuate nel corso dell’esercizio hanno riguardato:
■ EniPower Iniziative Industriali per 78 migliaia di euro;
La svalutazione è stata effettuata a seguito della riduzione del capitale sociale per la copertura della perdita.
119
ENIPOWER
BILANCIO 2004
NOTA INTEGRATIVA
Main data relating to investments
Name
Reg. office
Capital
Previous years financ. stat. s
Shareholders'
profit
%
Equity
and/or
held
100%
(loss)
Subscription
value at
31.12.2004
Value of
shareholders'
equity
pro-quota
Difference
compared to the
valuation at
shareholders' equity
(thousands euro)
Shareholding which represent
fixed assets:
Subsidiary companies:
S.Donato M.se
S.Donato M.se
EniPower Iniz. Industriali S.p.A.
S.Donato M.se
S.E.F. S.r.l.
S.Donato M.se
Affiliates:
Termica Milazzo S.r.l.
Sesto S.G.
Ravenna Servizi Industriali S.c.p.a
Ravenna
Other companies:
Brindisi Servizi Generali S.c.a r.l.
16,362
10,000
120
24,780
17,413
17,148
98
24,112
314
3,873
(44)
(876)
100
100
100
51
16,392
10,000
98
12,638
17,413
17,148
98
12,297
(1,021)
(7,148)
341
23,241
6,000
65,033
6,001
19,554
0
40
28.1
14,874
1,686
26,013
1,686
(11,139)
-
S.Donato M.se
1,549
1,562
2
8.9
138
139
-
Milan
50
49
5
12.5
6
6
-
Api Energy S.r.l.
The investment in S.E.F. S.r.l. was not written-down because the positive economic results envisaged in the business plan
show that the losses incurred by the company should not be considered permanent.
Current assets
4
Inventories
(thousands euro)
Raw, subsidiary materials and consumables
Sundry materials
Net value at
Net value at
31.12.2003
31.12.2004
9,008
6,416
15,424
7,254
2,158
9,412
Raw materials, spare parts consumables and other goods regard stocks of fuel oil, with medium and low sulphur content,
and chemicals used in the production processes. The average turnover of stock is 2-3 weeks.
Other goods regard technical materials and spareparts for maintenance purposes.
120
ENIPOWER
BALANCE SHEET 2004
BALANCE SHEET
Principali dati sulle partecipazioni
Denominazione
Sede
Capitale
Bilancio dell’ultimo esercizio
Patrimonio
Utile e/o
netto 100%
(perdita)
Quota %
possesso
Valore di
iscrizione al
31.12.2004
(migliaia di euro)
Valore al
Differenza
patrimonio
rispetto alla
netto
valutazione
pro-quota al patrimonio
netto
Partecipazioni che costituiscono
immobilizzazioni:
imprese controllate:
S.Donato M.se
16.362
17.413
314
100
16.392
17.413
(1.021)
S.Donato M.se
10.000
17.148
3.873
100
10.000
17.148
(7.148)
EniPower Iniz. Industriali S.p.A.
S.Donato M.se
120
98
(44)
100
98
98
-
S.E.F. S.r.l.
S.Donato M.se
24.780
24.112
(876)
51
12.638
12.297
341
Termica Milazzo S.r.l.
Sesto S.G.
23.241
65.033
19.554
40
14.874
26.013
(11.139)
Ravenna Servizi Industriali S.c.p.a
Ravenna
6.000
6.001
0
28,1
1.686
1.686
-
Brindisi Servizi Generali S.c.a r.l.
S.Donato M.se
1.549
1.562
2
8,9
138
139
-
Api Energy S.r.l.
Milano
50
49
5
12,5
6
6
-
imprese collegate:
Altre imprese:
Non si procede alla svalutazione della partecipazione in S.E.F. S.r.l. poiché dai risultati economici positivi previsti nel
piano aziendale, le perdite sofferte dalla società non sono da considerarsi durevoli.
Attivo circolante
4
Rimanenze
(migliaia di euro)
Materie prime, sussidiarie e di consumo
Materiali diversi
Valore netto
Valore netto
al 31.12.2003
al 31.12.2004
9.008
6.416
15.424
7.254
2.158
9.412
Le materie prime, sussidiarie e di consumo riguardano le giacenze di olio combustibile a medio e basso tenore di zolfo, di
chemicals vari impiegati nei processi produttivi. La giacenza media è di 2-3 settimane.
I materiali diversi riguardano i materiali tecnici e parti di ricambio per la manutenzione.
121
ENIPOWER
BILANCIO 2004
NOTA INTEGRATIVA
5
Accounts receivable
Receivable
within
(thousands euro)
1 year
- Trade receivables from:
- Clients
55,391
- Subsidiaries
16,427
- Affiliates
7
- Parent companies
10,633
82,458
- Sundry receivables from:
- subsidiar
- affiliates
- parent companies
- tax receivables
11,008
- tax credits
advances
- others
261
11,269
93,727
Net value
at 31.12.2004
Net value
at 31.12.2003
Accounts receivable amount to Euro 245,154 thousand (Euro 147,194 in the previous year), registering an increase of Euro
97,961 thousand and refer solely to national customers.
We set out below receivables by nature and due date:
Receivable
after
1 year
Total
receivable
after
5 years
Receivable
within
1 year
Receivable
after
1 year
Total
receivable
after
5 years
-
55,391
16,427
7
10,633
82,458
-
130,006
57,386
10,856
198,248
-
130,006
57,386
10,856
198,248
-
172
11,180
-
8,433
148
8,581
-
53,249
46
53,467
53,467
53,249
307
64,736
147,194
-
453
8,886
207,134
37,809
63
38,020
38,020
37,809
516
46,906
245,154
-
Value
at 31.12.2004
Doubtful debts provision:
- clients
Appropriation
(thousands euro)
Value
at 31.12.2003
Receivables from customers are disclosed in the financial statements net of the bad debts' provision for Euro 1,786
thousand. The appropriation of the year of Euro 640 thousand, made to adjust receivables to the estimated realization
value, is within the limits allowed by tax laws.
1,147
1,147
640
640
1,787
1,787
The item “Tax receivables - amounts due within one year” mainly refers to:
■ VAT receivables of Euro 8,298 thousand (Euro 9,489 thousand in the previous year); it should be noted that the
Company is part of the Group VAT Consolidation regime;
■ income tax receivables of Euro 130 thousand (Euro 1,519 thousand in the previous year), due above all to the advance
IRAP payments made during the year.
The item “Tax credits - amounts due after one year” mainly refer to the credit for the advance tax paid on employees'
leaving indemnities of Euro 148 thousand. This item regards the credit registered against advance taxes paid on
employees' leaving indemnities in accordance with Law no. 662 of 23 December 1996 No. 662.
122
ENIPOWER
BALANCE SHEET 2004
BALANCE SHEET
5
Crediti
Esigibili entro
l'esercizio
- Crediti commerciali verso:
- clienti
55.391
16.427
- imprese collegate
7
- imprese controllanti
10.633
82.458
- Crediti diversi verso:
- imprese controllate:
- imprese collegate:
- controllanti
- crediti tributari
11.008
- crediti per imposte
(migliaia di euro)
.anticipate
- altri
261
11.269
93.727
Esigibili oltre
l'esercizio
Valore netto
al 31.12.2004
Valore netto
al 31.12.2003
Ammontano a 245.154 migliaia di euro (147.194 migliaia di euro nell'esercizio precedente) con un incremento di 97.961
migliaia di euro e riguardano solo clienti nazionali.
L'analisi per natura e per scadenza dei crediti è la seguente:
Totale di cui scadenti
oltre 5 anni
Esigibili entro
l'esercizio
Esigibili oltre
l'esercizio
Totale di cui scadenti
oltre 5 anni
-
55.391
16.427
7
10.633
82.458
-
130.006
57.386
10.856
198.248
-
130.006
57.386
10.856
198.248
-
172
11.180
-
8.433
148
8.581
-
53.249
46
53.467
53.467
53.249
307
64.736
147.194
-
453
8.886
207.134
37.809
63
38.020
38.020
37.809
516
46.906
245.154
-
Valore al
31.12.2004
Fondo svalutazione crediti:
- verso clienti
Accantonamento
(migliaia di euro)
Valore al
31.12.2003
I crediti verso clienti sono esposti in bilancio al netto del fondo svalutazione crediti per 1.786 migliaia di euro.
L'accantonamento dell'esercizio, pari a 640 migliaia di euro, effettuato per adeguare i crediti al presunto valore di
realizzo, rientra nei limiti ammessi dalla normativa fiscale.
1147
1.147
640
640
1.787
1.787
La voce “Crediti tributari” - importi esigibili entro l'esercizio successivo” si riferisce principalmente a:
■ crediti per IVA, pari a 8.298 migliaia di euro (9.489 migliaia di euro nell'esercizio precedente); si rammenta che la
Società fa parte del Consolidato IVA di Gruppo;
■ crediti per imposte sul reddito, pari a 130 migliaia di euro (1.519 migliaia di euro nell'esercizio precedente), in
particolare per l'eccedenza degli acconti IRAP versati nell'esercizio.
La voce “Crediti tributari” - importi esigibili oltre l'esercizio successivo” si riferisce principalmente al credito per acconto
imposte sul trattamento di fine rapporto, pari a 148 migliaia di euro. Tale voce riguarda il credito iscritto a fronte degli
anticipi di imposta sul trattamento di fine rapporto ai sensi della Legge 23 dicembre 1996 n. 662.
123
ENIPOWER
BILANCIO 2004
NOTA INTEGRATIVA
Advance taxes:
- non-deductible amortisation
- site dismantling and restoration provision
- risks and environmental charges provision
- termination incentives provision
- write-down of financial assets
- tax loss
- others
Deferred taxes:
- excess depreciation
- others
- Total
2004
(thousands euro)
2003
Receivables for advance taxes regard the tax effects shown below:
3,382
721
115
517
48,502
85
53,322
5,633
2,084
6,458
103
387
25,687
629
40,981
(2,350)
(73)
(2,423)
50,899
(3,125)
(47)
(3,172)
37,809
The item “Receivables from others - amounts due within one year” refers to:
■ advances and other relationships with the personnel (Euro 274 thousand);
■ guarantee deposits and other advance payments to suppliers (Euro 179 thousand).
The item “Receivables from others - amounts due after one year” refers to:
■ receivable for the advance payment of the contribution to the Authority for Electricity and Gas (Euro 46 thousand).
The payment of the contribution in question is the subject of litigation with the Authority and for this reason the credit
has been accounted and the total amount of the contribution paid appropriated to a specific risks provision.
■ receivable for the advance payment of a fine to UTF of Lecce (Euro 16 thousand). The payment of the fine in question
is the subject of litigation and for this reason the credit has been accounted and the total amount of the fine paid
appropriated to a specific risks provision.
241
241
278
278
Net value
at 31.12.2004
Other securities:
Green certificates
Purchases
(thousands euro)
Reimbursements
Sales
Short-term investments
Net value
at 31.12.2003
6
(519)
(519)
-
Green certificates are securities that can be bought and sold by operators in the electricity sector. The purchase of these
securities has been made compulsory by electricity sector regulations and represents the cost borne by sector operators
for producing electricity using non-renewable sources.
124
ENIPOWER
BALANCE SHEET 2004
BALANCE SHEET
2003
2004
I crediti per imposte anticipate riguardano gli effetti fiscali di seguito analizzate:
3.382
721
115
517
48.502
85
53.322
5.633
2.084
6.458
103
387
25.687
629
40.981
(2.350)
(73)
(2.423)
50.899
(3.125)
(47)
(3.172)
37.809
(migliaia di euro)
Imposte anticipate:
- ammortamenti indeducibili
- fondo smantellamento e ripristino siti
- fondi per rischi ed oneri ambientali
- fondi per esodi agvolati
- svalutazione immobilizzazioni finanziarie
- perdita fiscale
- altre
Imposte differite:
- ammortamenti eccedenti
- altre
Totale
La voce “Crediti verso altri” - importi esigibili entro l'esercizio successivo” si riferisce a:
■ anticipi e altri rapporti con il personale, pari a 274 migliaia di euro;
■ depositi cauzionali e altri acconti verso fornitori, pari a 179 migliaia di euro.
La voce “Crediti verso altri - importi esigibili oltre l'esercizio successivo” si riferisce a:
■ credito per l'anticipo del contributo all'Autorità per l'Energia Elettrica e il Gas, pari a 46 migliaia di euro. Il pagamento
del contributo è oggetto di controversia con l'Autorità e per tale motivo si è provveduto a contabilizzare il credito e a
stanziare in un apposito fondo rischi l'intero importo del contributo versato;
■ credito per l'anticipo di una sanzione all'UTF di Lecce, pari a 16 migliaia di euro. Il pagamento della sanzione è oggetto
di controversia e per tale motivo si è provveduto a contabilizzare il credito e a stanziare in un apposito fondo rischi
l'intero importo della sanzione versata.
Valore
al 31.12.2004
Altri titoli:
Certificati verdi
Rimborsi
Cessioni
(migliaia di euro)
Acquisizioni
Attività finanziarie che non costituiscono immobilizzazioni
Valore netto
al 31.12.2003
6
241
241
278
278
(519)
(519)
-
I certificati verdi sono titoli che possono essere oggetto di compravendita tra gli operatori elettrici. L'acquisto di tali titoli
è reso obbligatorio dalla normativa del settore elettrico e rappresenta l'onere che gli operatori del settore devono
sostenere per la produzione di energia elettrica effettuata utilizzando fonti non rinnovabili.
125
ENIPOWER
BILANCIO 2004
NOTA INTEGRATIVA
7
Cash and bank
Deposits with group companies
Third party banks
17,958
17,958
Value
at 31.12.2004
(thousands euro)
Changes
in the year
Value
at 31.12.2003
Receivables by type and due date:
67,920
11
67,931
85,878
11
85,889
The average interest rate on active current accounts with the group finance company Enifin S.p.A. is 1.582% for ordinary
current accounts and 1.924% for sight deposit account.
8
Accrued income and pre-paid expenses
(thousands euro)
Other accrued income and prepaid expenses
Value at
Value at
31.12.2003
31.12.2004
3,535
3,535
20,003
20,003
Accrued income and prepaid expenses mainly refer to the “mobilization fee” included in the contract with Ansaldo
Energia S.p.A. which do not pertain to the year of Euro 4,286 thousand; the advance portion not pertaining to the year
regards the use of the desulphurisation plant for Euro 14,588 thousand; the advance insurance instalment not pertaining
to the year of Euro 261 thousand; the share of the stock grant and related social charges of Euro 713 thousand not
pertaining to the year; and, finally, the deferral of commissions on loans not pertaining to the year of Euro 96 thousand.
9
(thousands euro)
Share capital
Legal reserve
Other reserves
Retained earnings (losses)
Year profit
Value at
Value at
31.12.2003
31.12.2004
589,698
9,705
81,727
2,938
3,294
687,362
589,698
9,870
356,855
29,800
986,223
Share capital
The share capital amounts to Euro 589,697,849.94 and is represented by no. 1,156,270,294 ordinary shares with a par value of
Euro 0.51 each.
At 31 December 2004 the entire share capital was held by Eni S.p.A. which is therefore Sole Shareholder. The share capital is fully
subscribed and paid in.
Legal reserve
The legal reserve of Euro 9,870 thousand increased by Euro 165 thousand following the resolution passed by the
Shareholders in the Ordinary Meeting of 21 April 2004.
Other reserves:
- Free reserve
The free reserve of Euro 6,837 thousand decreased by Euro 74,882 thousand following the resolution passed by
the Shareholders in the Ordinary Meeting of 21 April 2004 to distribute such reserve to the Shareholders.
- Contributions for future capital increase
Contributions for a total amount of Euro 350,000 thousand were made following the payment made to that end
on 1 April 2004 by the Sole Shareholder Eni S.p.A.
- Reserve as per article 13 of Legislative Decree 124/93
This reserve of Euro 19 thousand increased by Euro 10 thousand following the resolution passed
b y t h e Shareholders in the Ordinary Meeting of 21 April 2004.
126
ENIPOWER
BALANCE SHEET 2004
BALANCE SHEET
7
Valore
al 31.12.2004
Depositi presso società del Gruppo
Banche Terze
Variazioni Esercizio
(migliaia di euro)
Valore netto
al 31.12.2003
L'analisi per natura e per scadenza dei crediti è la seguente:
17.958
17.958
67.920
11
67.931
85.878
11
85.889
Il tasso medio sui c/c attivi verso la finanziaria di gruppo Enifin S.p.A. è pari a 1,582 % per il c/c ordinario e 1,924 % per il
c/c a vista.
8
Ratei e risconti attivi
(migliaia di euro)
Altri ratei e risconti attivi
Valore netto
Valore netto
al 31.12.2003
al 31.12.2004
3.535
3.535
20.003
20.003
I ratei e i risconti attivi riguardano principalmente i “mobilization fee” previsti nel contratto con Ansaldo Energia S.p.A.
che non sono di competenza dell'esercizio per 4.286 migliaia di euro; la quota anticipata e non di competenza
dell'esercizio relativa all'utilizzo dell'impianto di desolforazione per 14.588 migliaia di euro; il canone assicurativo
anticipato e non di competenza dell'esercizio per 261 migliaia di euro; le quote non di competenza dell'esercizio relative
alle stock grant ed ai relativi oneri sociali per 713 migliaia di euro; ed infine il risconto delle commissioni sui
finanziamenti di scopo non di competenza dell'esercizio per 96 migliaia di euro.
9
Patrimonio netto
(migliaia di euro)
Capitale sociale
Riserva legale
Altre riserve
Utili (Perdite) portate a nuovo
Valore netto
Valore netto
al 31.12.2003
al 31.12.2004
589.698
9.705
81.727
2.938
3.294
687.362
589.698
9.870
356.855
29.800
986.223
Capitale sociale
Il capitale sociale ammonta a 589.697.849,94 euro ed è rappresentato da n. 1.156.270.294 azioni ordinarie dal valore
nominale di euro 0,51 ciascuna.
Il capitale sociale al 31 dicembre 2004 risulta interamente posseduto da Eni S.p.A. che è, pertanto, l'unico Azionista. Il
capitale sociale risulta interamente sottoscritto e versato.
Riserva legale
La riserva legale di 9.870 migliaia di euro aumenta di 165 migliaia di euro a seguito della delibera dell'Assemblea
Ordinaria del 21 aprile 2004.
Altre riserve:
- Riserva disponibile
La riserva legale di 9.870 migliaia di euro aumenta di 165 migliaia di euro a seguito della delibera dell'Assemblea
Ordinaria del 21 aprile 2004.
- Apporti in conto futuro aumento capitale
Gli apporti sono per un ammontare complessivo di 350.000 migliaia di euro a seguito del versamento a tale titolo
effettuato il 1 aprile 2004 dall'azionista unico Eni S.p.A.
127
ENIPOWER
BILANCIO 2004
NOTA INTEGRATIVA
- Retained earnings
Retained earnings of Euro 2,398 thousand were assigned to the Shareholders following the resolution passed by
the Shareholders in the Ordinary Meeting of 21 April 2004.
-
-
-
2,938
86,029
684,069
589,698
4,301
9,705
9
9
81,719
81,719
-
2,938
(86,029)
3,294
3,294
3,294
687,363
-
165
-
10
-
(74,883)
-
(2,938)
(175)
(3,119)
(80,940)
589,698
9,870
19
6,836
350,000
350,000
-
29,800
29,800
350,000
29,800
986,223
Total
Retained
earnings
5,404
Year
profit/loss
Controbutions
for future
capital increase
589,698
31.12.2004
A) CAPITAL
B) CAPITAL RESERVES
Availability1) and distributable
Contributions for future capital increase
C) PROFIT RESERVES
Available1) and not distributable
Legal reserve
Reserve as per article 13 Leg. Decree 124/93
Available1) and distributable
Optional reserves
Retained earnings
Year's profit (loss)
D) OTHER RESERVES
Decreases
(thousands euro)
Increases
Analysis of shareholders' equity by origin, possibility of utilisation and distribution
31.12.2003
11
Optional
reserve
Balance at 31 December 2002
Allocation of profit as
per Shareholders' Meeting resolutio
of 18/4/2003:
Year profit 2003
Allocation of profit as
per Shareholders' Meeting resolution
of 21/4/2004:
- to reserves
- as dividend
(0.07 euro per share)
Eni S.p.A. payment
Year profit 2004
Legal reserve
(thousands euro)
RReserve as
for art. 13 or L.D.
124/93
Changes in shareholders' equity over the last two years
Share
capital
10
589,698
-
-
589,698
-
350,000
-
350,000
9,705
9
165
10
-
9,870
19
81,719
2,938
3,294
29,800
(74,883)
(2,938)
(3,294)
6,836
29,800
687,363
379,975
(81,115)
986,223
1) Availability refers to the possible utilisation of the reserve to cover losses.
According to Article 109, clause 4, point B of Presidential Decree no. 917/1986, reserves other than the legal reserve
(including 5% of the year's profit) and those in suspension of tax (Euro 35,166 thousand) can be distributed without
contributing to the formation of the taxable income for IRES and IRAP purposes up to Euro 29,872 thousand. The
difference of Euro 5,294 thousand corresponds to amortisation, value adjustments and appropriations deducted for tax
purposes alone and, as of 2004, only in income tax returns, net of relative deferred taxes.
There are no limits to the distribution of the reserves as of Article 2426, clause 1, no. 5 of the Italian Civil Code because
there are no non-amortised start-up and expansion costs.
128
ENIPOWER
BALANCE SHEET 2004
BALANCE SHEET
- Riserva ex Articolo 13 D.Lgs. 124/93
La riserva di 19 migliaia di euro aumenta di 10 migliaia di euro a seguito della delibera dell'Assemblea Ordinaria del 21
aprile 2004.
- Utili a nuovo
Gli utili a nuovo relativi all'esercizio precedente di 2.398 migliaia di euro sono stati destinati agli Azionisti a seguito della
delibera dell'Assemblea Ordinaria del 21 aprile 2004.
Apporti in conto
futuro aumento
capitale
Utili
a nuovo
589.698
5.404
-
-
-
2.938
86.029
684.069
589.698
4.301
9.705
9
9
81.719
81.719
-
2.938
(86.029)
3.294
3.294
3.294
687.363
-
165
10
-
-
-
(175)
-
-
-
-
(74.883)
-
(2.938)
(3.119)
(80.940)
Versamento Eni S.p.A.
Risultato dell'esercizio 2004
Saldi al 31 dicembre 2004
589.698
9.870
19
6.836
350.000
350.000
-
29.800
29.800
350.000
29.800
986.223
31.12.2004
A) CAPITALE
B) RISERVE DI CAPITALE
Disponibili1) e distribuibili
Apporti in conto futuro aumento capitale
C) RISERVE DI UTILE
Disponibili1) e non distribuibili
Riserva legale
Riserva ex art.13 Dlgs. 124/93
Disponibili1) e non distribuibili
Riserve facoltative
Utili portati a nuovo
Utile (perdita) dell'esercizio
D) RISERVE DI ALTRA NATURA
Variazioni in
diminuzione
(migliaia di euro)
Variazioni in
aumento
Analisi del patrimonio netto per origine, possibilità di utilizzazione e distribuibilità
31.12.2003
11
Totale
Riserva
facoltativa
Attribuzione risultato come
da delibera Assemblea del 18/4/2003:
Risultato dell'esercizio 2003
Attribuzione risultato come
da delibera Assemblea del 18/4/2004:
- attribuzione a riserve
- attribuzione del dividendo
(0,07 euro per azione)
(migliaia di euro)
Risultato
dell’esercizio
Riserva legale
Riserva ex art.13
Dlgs 124/93
Prospetto delle variazioni nelle voci di patrimonio netto intervenute negli ultimi due esercizi
Capitale
sociale
10
589.698
-
-
589.698
-
350.000
-
350.000
9.705
9
165
10
-
9.870
19
81.719
2.938
3.294
29.800
(74.883)
(2.938)
(3.294)
6.836
29.800
687.363
379.975
(81.115)
986.223
1) La disponibilità è riferita alla possibilità di utilizzare la riserva a copertura delle perdite.
Secondo quanto prevede l'Art. 109, comma 4 lett. B del DPR n. 917/1986 le riserve, diverse da quella legale (comprensiva
del 5% dell'utile d'esercizio) e da quelle in sospensione d'imposta (35.166 migliaia di euro) possono essere distribuite
senza concorrere alla formazione del reddito imponibile ai fini IRES e IRAP fino a 29.872 migliaia di euro. La differenza di
5.294 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.
Non vi sono limitazioni alla distribuzione delle riserve a norma dell'Articolo 2426, comma 1°, n°5 del codice civile in
quanto non vi sono costi di impianto e di ampliamento non ammortizzati.
129
ENIPOWER
BILANCIO 2004
NOTA INTEGRATIVA
Value
at 31.12.2003
Other provisions for risks and charges
- P- Environmental risks and charges provision
- Litigation risks provision
- Sundry provisions - green certificates
- Cyclic maintenance provision
- Termination incentives provision
- Social charges on stock grant provision
- Attendance bonus provision employees profit charing
- Site dismantling and restoration provision
Utilisation
(thousands euro)
Approriations
Value
at 31.12.2003
12
4,213
46
609
1,261
349
139
6,617
840
142
6,289
10,663
95
199
1,440
5,594
25,262
(434)
(438)
(2,075)
(132)
(3,079)
4,619
188
6,460
9,849
312
338
1,440
5,594
28,800
The provision for environmental risks and charges was transferred from EniChem S.p.A. and regards the environmental
costs of remediation activities at the production sites transferred in 2000. The use of Euro 434 thousand (Euro 164 the
previous year) refers to the Brindisi, Mantua, Ravenna and Livorno sites.
The provision for litigation risks refers for Euro 172 thousand to the litigation with the Authority for Electricity and Gas
and, in particular, the appropriation for 2003 related to the contribution of questionable legitimacy paid to the Authority
and for Euro 16 thousand to the litigation with UTF from Lecce regarding the fine which is also considered of questionable
legitimacy.
The allocation for green certificates of Euro 6,289 thousand (Euro 171 thousand in the previous year) refers to the
appropriation of the additional charges borne by the producers of electricity for using non-renewable sources in their
production processes. The green certificates provision for Euro 438 was used for the green certificates that EniPower S.p.A.
had to annul during the year.
The cyclical maintenance reserve was appropriated in the year in relation to programmed maintenance work as defined
in the contract with Ansaldo Energia S.p.A. for the Ferrera Erbognone plant, the use of the provision was made against
issue of the relative invoices.
The allocation for termination incentives refers to the costs the company expects to bear for termination incentives
without formal agreement; it was used upon signing for acceptance of the termination proposal.
The provision for social charges on the stock grant of Euro 338 thousand (Euro 171 thousand in the previous year) refers
to contributions and to the employees' leaving indemnity fund estimated on the fair value; of this compensation granted
to directors, the increase in the year is due to the updating of the estimate of the fund of the previous year for updating
the fair value and to the social charges on the stock grant incentive plan for 2004. These charges are appropriated to the
risks provision because the amount can be defined only when the stock grants have been assigned. Only at the moment of
the assignment is it possible to know for certain the value on which the social charges and leaving indemnity is calculated.
The attendance bonus provision refers to the costs the company expects to bear in 2004.
The site dismantling and remediation provision refers to the expected cost to borne at the end of activities at the Brindisi,
Mantua and Ravenna plants.
(164)
(381)
(370)
(915)
40
82
(122)
-
(43)
(43)
93
93
Values
at 31.12.2004
331
751
470
1,552
Transfers from
Transfers to
965
2,185
1,762
4,912
Promotion
Directors
Office staff
Blue collar staff
Utilisations
(thousands euro)
Appropriations
Employees' leaving indemnities
Value
at 31.12.2003
13
1,172
2,687
1,740
5,599
Appropriations of the year of Euro 1,552 thousand (Euro 1,491 thousand in the previous year) refer to the allocation for
the period made in accordance with law and labour contracts regulating employment relationships. The use in the period
130
ENIPOWER
BALANCE SHEET 2004
BALANCE SHEET
Valoreal
31.12.2004
Altri fondi per rischi e oneri:
- Fondo rischi e oneri ambientali
- Fondo rischi per contenziosi
- Fondi diversi - certificati verdi
- Fondo manutenzioni cicliche
- Fondo esodi agevolati
- Fondo oneri sociali su stock grant
- Fondo accantonamento premio di partecipazione
- Fondo smantellamento e ripristino siti
Utilizzazioni
(migliaia di euro)
Accantonamnti
Fondi per rischi ed oneri
Valore
al 31.12.2003
12
4.213
46
609
1.261
349
139
6.617
840
142
6.289
10.663
95
199
1.440
5.594
25.262
(434)
(438)
(2.075)
(132)
(3.079)
4.619
188
6.460
9.849
312
338
1.440
5.594
28.800
Il fondo rischi e oneri ambientali è stato conferito da EniChem S.p.A. e riguarda i costi ambientali relativi a bonifiche presso i
siti produttivi conferiti nel 2000. L'utilizzo di 434 migliaia di euro (164 migliaia di euro nell'esercizio precedente) ha
interessato i siti di Brindisi, Mantova Ravenna e Livorno.
Il fondo rischi per contenziosi si riferisce per 172 migliaia di euro al contenzioso nei confronti dell'Autorità per l'Energia
Elettrica e il Gas, ed in particolare allo stanziamento per l'anno 2003 del contributo ritenuto di dubbia legittimità verso
l'Autorità stessa;, e per 16 migliaia di euro al contenzioso nei confronti dell'UTF di Lecce, per lo stanziamento relativo alla
sanzione pecuniaria anch'essa ritenuta di dubbia legittimità.
L'accantonamento per certificati verdi, pari a 6.289 migliaia di euro (171 migliaia di euro dell'esercizio precedente), si riferisce
allo stanziamento degli oneri aggiuntivi che i produttori di energia elettrica devono sostenere per il fatto di aver utilizzato nel
processo produttivo fonti di energia non rinnovabile. L'utilizzo del fondo per certificati verdi per 438 è stato effettuato a fronte
dei certificati verdi che EniPower S.p.A. ha dovuto annullare nell'esercizio.
Il fondo manutenzioni cicliche è stato stanziato nell'esercizio a fronte delle manutenzioni programmate stabilite
contrattualmente con Ansaldo Energia S.p.A. per la centrale di Ferrera Erbognone, l'utilizzo del fondo è stato effettuato a fronte
di emissione delle fatture relative.
L'accantonamento per esodi agevolati si riferisce ai costi che la società stima di sostenere per incentivare l'esodo di personale
senza un accordo formale, l'utilizzo è stato effettuato alla firma per accettazione da parte del personale incentivato.
I fondi oneri sociali su stock grant di 338 migliaia di euro (171 migliaia di euro dell'esercizio precedente) si riferiscono ai
contributi e al T.F.R. stimati sul 'fair value'; di tale compenso dato al personale dirigente, l'incremento dell'anno è dovuto
all'aggiornamento della stima del fondo dell'esercizio precedente per l'aggiornamento del 'fair value' e agli oneri sociali sul
piano di incentivazione stock grant per il 2004. Tali oneri sono stanziati nel fondo rischi in quanto l'ammontare può essere
definito solo quando le stock grant sono assegnate. Solo al momento dell'assegnazione, infatti, diviene certo il valore su cui
effettuare il calcolo degli oneri sociali ed il T.F.R. .
Il fondo accantonamento premio di partecipazione si riferisce ai costi che la società stima di sostenere nel 2004.
Il fondo smantellamento e ripristino siti si riferisce ai costi che si presume di sostenere al termine delle attività delle centrali
di Brindisi, Mantova e Ravenna.
(164)
(381)
(370)
(915)
40
82
(122)
-
(43)
(43)
93
93
Valore al
31.12.2004
331
751
470
1.552
Trafserimento da
Trasferimento a
965
2.185
1.762
4.912
Passaggi qualifica
T. F.R. Dirigenti
T.F.R. Impiegati
T.F.R. Operai
Utilizzazioni
(migliaia di euro)
Accantonamenti
Valore al
31.12.2003
13
1.172
2.687
1.740
5.599
Gli accantonamenti del periodo pari a 1.552 migliaia di euro (1.491 migliaia di euro nell'esercizio precedente) si riferiscono
allo stanziamento di competenza del periodo effettuato in conformità alla legislazione e ai contratti di lavoro che regolano i
131
ENIPOWER
BILANCIO 2004
NOTA INTEGRATIVA
of a total of Euro 915 thousand (Euro 741 thousand in the previous year) refer for Euro 111 thousand to payments to INPS,
for employees, of the share equal to 0.50% of the employees' leaving indemnities, for Euro 137 thousand to its use for
advance payments, for Euro 275 thousand to its use for final settlement, for Euro 379 thousand to the allocation of part
of the provision to supplementary welfare schemes and for Euro 13 thousand to the decrease for the substitute tax to be
paid on the revaluation of the employees' leaving indemnities.
14
Accounts payable
Due
within
Due
after
Total
due after
5 years
Due within
one year
Due after
one year
Total
due after
5 years
93
12
105
750,000
750,000
93
750,012
750,105
625,908
625,908
39
14
53
850,000
850,000
39
850,014
850,053
646,362
646,362
2
41,728
1,196
-
2
41,728
1,196
-
2
63,375
533
149
2
63,375
682
-
31,833
74,759
-
31,833
74,759
-
111,229
175,139
149
111,229
175,288
-
847
847
-
847
847
-
3,766
3,766
-
3,766
3,766
-
189,049
1,846
3,417
194,312
270,023
750,000
189,049
1,846
3,417
194,312
1,020,023
625,908
159,063
1,687
4,116
164,866
343,824
850,149
159,063
1,687
4,116
164,866
1,193,973
646,362
(thousands euro)
- Financial debts:
- short term:
- banks
- other financing creditors
- Trade payables:
- advances
. suppliers
. subsidiaries
. parent companies
- Taxes payable
- income tax
- other duties and taxes
- Sundry payables:
- Debts
from investments
- social security
- other
Value
at 31.12.2004
Value
at 31.12.2003
Accounts payable at 31 December 2004 relate solely to national suppliers.
Payables by type and due date:
Financial payables
Short-term financial payables
Short-term financial payables can be broken down as follows:
(thousands euro)
Banks
Group finance companies
Value at
Value at
31.12.2003
31.12.2004
93
12
105
39
14
53
The Group's finance companies are Enifin S.p.A. and Sofid S.p.A.. The balance at 31 December 2004 refers to the debt
situation on the ordinary current account held with Sofid S.p.A.. The average interest rate in 2004 was 2.588% (2.716% in
2003).
132
ENIPOWER
BALANCE SHEET 2004
BALANCE SHEET
rapporti di lavoro subordinato. Le utilizzazioni del periodo pari a complessive 915 migliaia di euro (741 migliaia di euro
nell'esercizio precedente) si riferiscono per 111 migliaia di euro alla destinazione all'INPS, per i lavoratori dipendenti, della
quota pari allo 0,50% del T.F.R. , per 137 migliaia di euro all'utilizzo per anticipazioni, per 275 migliaia di euro all'utilizzo per
liquidazione, per 379 migliaia di euro all'attribuzione di parte del T.F.R. a fondi di previdenza complementare e per 13 migliaia
di euro al decremento per l'imposta sostitutiva da assolvere sulla rivalutazione del T.F.R. .
14
Debiti
(migliaia di euro)
Valore netto
al 31.12.2004
Valore netto
al 31.12.2003
I debiti in essere al 31 dicembre 2004 riguardano solo fornitori nazionali.
L'analisi per natura e per scadenza dei debiti è la seguente:
Esigibili entro
l'esercizio
Esigibili oltre
l'esercizio
Totale
di cui scadenti
oltre 5 anni
Esigibili entro
l'esercizio
Esigibili oltre
l'esercizio
Totale
di cui scadenti
oltre 5 anni
93
12
105
750.000
750.000
93
750.012
750.105
625.908
625.908
39
14
53
850.000
850.000
39
850.014
850.053
646.362
646.362
2
41.728
1.196
-
2
41.728
1.196
-
2
63.375
533
149
2
63.375
682
-
31.833
74.759
-
31.833
74.759
-
111.229
175.139
149
111.229
175.288
-
847
847
-
847
847
-
3.766
3.766
-
3.766
3.766
-
189.049
-
189.049
-
159.063
-
159.063
-
1.846
3.417
194.312
270.023
750.000
1.846
3.417
194.312
1.020.023
625.908
1.687
4.116
164.866
343.824
-
1.687
4.116
164.866
1.193.973
646.362
- Debiti finanziari:
- a breve termine
- banche
- altri finanziatori
- Debiti commerciali:
- acconti
- fornitori
- controllanti
- Debiti tributari:
- imposte sul reddito
- altre imposte e tasse
- Debiti diversi:
- Debiti per attività
di investimento
- istituti di previdenza
e di sicurezza sociale
- altri
850.149
Debiti finanziari
Debiti finanziari a breve termine
L'analisi dei debiti finanziari a breve termine è la seguente:
(migliaia di euro)
Banche
Finanziarie di Gruppo
Valore netto
Valore netto
al 31.12.2003
al 31.12.2004
93
12
105
39
14
53
Le finanziarie di Gruppo sono Enifin S.p.A. e Sofid S.p.A.. Il saldo al 31 dicembre 2004 si riferisce alla posizione debitoria
sul c/c ordinario verso Sofid S.p.A.. Il tasso medio nel 2004 è stato di 2,588 % (2,716% nel 2003).
133
ENIPOWER
BILANCIO 2004
NOTA INTEGRATIVA
Long-term financial payables
Long-term financial payables at 31 December 2004 is indicated below with the relative expiry dates:
Value at December
Expiry date
of the debt
2003
2004
2005
2006
2007
2009
2009
After
Total
15-12-2017
15-12-2017
200,000
300,000
200,000
300,000
-
-
18,182
27,273
18,182
27,273
18,182
27,273
145,454
218,181
200,000
300,000
150,000
100,000
750,000
150,000
100,000
100,000
850,000
-
-
9,091
54,546
15,000
9,091
5,000
74,546
15,000
9,091
5,000
74,546
120,000
72,727
90,000
646,362
150,000
100,000
100,000
850,000
(thousands euro)
- Loans to Enifin S.p.A.
- CCGT 1/A of 21/11/2002
- CCGT 2 of 16/05/2003
- Brindisi and Mantua plants
(CCGT 2)
- Loan no. 4 of 24/10/2003
- CCGT 1/B of 17/1/2003
- Loan no.5 of 29/3/2004
16-12-2017
30-10-2017
15-12-2017
29-10-2017
During the year other long-term loans were taken out to finance the investment programme for a total amount of Euro
100,000 thousand, in addition to the Euro 750,000 thousand taken out the previous year. Loans existing at 31 December
2004:
■ loan of Euro 200,000 thousand, stipulated in 2002 with the group finance company Enifin S.p.A. to finance the
construction of combined cycle plants and dependent on a similar loan granted by the European Investment Bank.
The loan expires on 15 December 2017. The amortisation plan envisages repayment in 22 six-month instalments of the
same amount starting on 15 June 2007. Interest is paid every six months on 15 June and 15 December in a deferred
way.
■ loan of Euro 100,000 thousand for the construction of the combined cycle plants, dependent on a similar loan granted
by the European Investment Bank. The loan expires on 15 December 2017. The amortisation plan envisages repayment
in 22 six-month instalments of the same amount starting on 15 June 2007. Interest is paid six-monthly on 15 June and
15 December in a deferred way;
■ loan of Euro 300,000 thousand for the construction of the combined cycle plants, dependent on a similar loan granted
by the European Investment Bank. The loan expires on 15 December 2017. The amortisation plan envisages repayment
in 22 six-month instalments of the same amount starting on 15 June 2007. Interest is paid every six months on 15 June
and 15 December in a deferred way. To cover the interest rate risk, an Interest Rate Swap was stipulated on this loan
with the group finance company Enifin S.p.A. on 16 September 2003. With this hedging contract the company
EniPower S.p.A. obtains a fixed rate of 3.98% against a variable rate on the loan indexed to the Euribor;
■ loan of Euro 150,000 for the construction of the new Mantua thermoelectric plant. The loan expires on 30 October
2017. The amortisation plan envisages repayment in 20 six-month instalments of Euro 7,500 thousand each starting
on 29 April 2008. In the pre-amortisation period (from 29 October 2003 to 29 October 2007) the interest rate will be
indexed to the three-month Euribor while in the amortisation period this rate will be indexed to the six-month Euribor.
Interest will be paid every three month in the pre-amortisation period and every six month in the following period, in
a deferred way.
■ loan of Euro 100,000 for the construction of the new Mantua thermoelectric plant. The loan expires on 30 October
2017. The amortisation plan envisages repayment in 20 six-monthly instalments of Euro 5,000 thousand each starting
on 29 April 2008. In the pre-amortisation period (from 31 March 2004 to 29 October 2007) the interest rate will be
indexed to the three-month Euribor while in the amortisation period this rate will be indexed to the six-month Euribor.
Interest will be paid three-monthly in the pre-amortisation period and six-monthly in the following period, in a
deferred way.
The average interest rate on long-term loans was 2.537% (2.95% in 2003).
134
ENIPOWER
BALANCE SHEET 2004
BALANCE SHEET
Debiti finanziari a lungo termine
Il debito finanziario a lungo termine al 31 dicembre 2004 è indicato di seguito con le relative scadenze:
Valore al 31 dicembre
(migliaia di euro)
Finanziamenti verso Enifin S.p.A.
- CCGT 1/A del 21/11/2002
- CCGT 2 del 16/05/2003
- Centrali di Brindisi e Mantova
(CCGT 2)
- Finanziam. n.4 del 24/10/2003
- CCGT 1/B del 17/1/2003
- Finanziam. n.5 del 29/3/2004
Scadenza
del debito
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
Oltre
Totale
15-12-2017
15-12-2017
200.000
300.000
200.000
300.000
-
-
18.182
27.273
18.182
27.273
18.182
27.273
145.454
218.181
200.000
300.000
150.000
100.000
750.000
150.000
100.000
100.000
850.000
-
-
9.091
54.546
15.000
9.091
5.000
74.546
15.000 120.000
9.091
72.727
5.000
90.000
74.546 646.362
150.000
100.000
100.000
850.000
16-12-2017
30-10-2017
15-12-2017
29-10-2017
Nel corso dell'esercizio sono stati accesi altri finanziamenti a lungo termine per finanziare il programma di investimenti
per un ammontare complessivo di 100.000 migliaia di euro, che si aggiungono ai 750.000 migliaia di euro accesi
nell'esercizio precedente. I finanziamenti in essere al 31 dicembre 2004 sono i seguenti:
■ finanziamento di 200.000 migliaia di euro, stipulato nell'esercizio 2002 con la finanziaria del gruppo Enifin S.p.A.
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 dello stesso
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;
■ finanziamento pari a 100.000 migliaia di euro 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 avverrà semestralmente in via posticipata il 15 giugno e il 15 dicembre di ogni anno;
■ finanziamento di 300.000 migliaia di euro per finanziare le centrali a ciclo combinato, dipendente da analogo prestito
della Banca Europea degli Investimenti. La scadenza del finanziamento risulta essere 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 nei
confronti della finanziaria di Gruppo Enifin S.p.A.. Con tale contratto di copertura la società EniPower S.p.A. acquista
un tasso fisso del 3,98% a fronte di un tasso variabile sul finanziamento indicizzato all'Euribor;
■ finanziamento pari a 150.000 migliaia di euro acceso per la costruzione della nuova centrale termoelettrica di
Mantova. La scadenza del finanziamento risulta essere il 30 ottobre 2017. Il piano di ammortamento prevede il
rimborso in 20 quote semestrali di 7.500 migliaia di euro ciascuna a partire dal 29 aprile 2008. Nel periodo di preammortamento (dal 29 ottobre 2003 al 29 ottobre 2007) il tasso di interesse previsto è indicizzato all'Euribor 3 mesi,
mentre nel periodo di ammortamento tale tasso sarà indicizzato all'Euribor 6 mesi. Il pagamento degli interessi
avverrà trimestralmente nel periodo di pre-ammortamento e semestralmente nel periodo successivo in via
posticipata;
■ finanziamento pari a 100.000 migliaia di euro acceso per la costruzione della nuova centrale termoelettrica di
Mantova. La scadenza del finanziamento risulta essere il 30 ottobre 2017. Il piano di ammortamento prevede il
rimborso in 20 quote semestrali di 5.000 migliaia di euro ciascuna a partire dal 29 aprile 2008. Nel periodo di preammortamento (dal 31 marzo 2004 al 29 ottobre 2007) il tasso di interesse previsto è indicizzato all'Euribor 3 mesi,
mentre nel periodo di ammortamento tale tasso sarà indicizzato all'Euribor 6 mesi. Il pagamento degli interessi
avverrà trimestralmente nel periodo di pre-ammortamento e semestralmente nel periodo successivo in via
posticipata.
Il tasso di interesse medio sui finanziamenti a lungo termine è stato del 2,537% (2,95% nel 2003).
135
ENIPOWER
BILANCIO 2004
NOTA INTEGRATIVA
Trade payables
Trade payables mainly refer to purchases of fuels and other utilities; they are due to Eni S.p.A. Group companies. (Euro
154,478 thousand) and third parties (Euro 20,808 thousand).
Tax payables
The item other duties and taxes mainly relates to payables for IRAP income tax for Euro 2,994 thousand and IRPEF
withheld from employees and free-lance workers for Euro 772 thousand.
Social security payables
Social security payables regard INPS for euro 1,602 thousand Euro (Euro 1,784 thousand at 31 December 2003) and INAIL
for Euro 85 thousand (Euro 62 thousand in the previous year).
Payables for investment activities
Payables for investment activities mainly refer to supplies for investments underway and amount to a total of Euro
159,063 thousand (Euro 189,045 thousand in the previous year): to Eni Group companies for Euro 53,029 thousand and
to third parties for Euro 106,034 thousand.
Other payables
Payables to others of euro 4,116 thousand Euro (Euro 3,417 thousand in the previous year) refer to payables to personnel
for Euro 2,042 thousand (Euro 2,366 thousand in the previous year), payables for amounts withheld from employees of
Euro 256 thousand, payables to professionals and consultants of Euro 1,659 thousand (Euro 449 thousand in the previous
year) and payables to others of Euro 159 thousand.
15
Accrued expenses and deferred income
(thousands euro)
Other accrued expenses and deferred income
Value at
Value at
31.12.2003
31.12.2004
1,592
2,057
1,592
2,057
Short-term accrued expenses and deferred income of Euro 2,057 thousand (Euro 1,592 thousand in the previous year)
refer to the allocation of payable interest on long-term loans of Euro 1,819 thousand and to the allocation of the interest
differential of the Interest Rate Swap of Euro 238 thousand.
16
Guarantees and other memorandum accounts
(thousands euro)
Sureties granted to:
- Company
Commitments for:
- purchase of investment assets
- operative leases
- other commitments:
- Interest rate swap
Value at
Value at
31.12.2003
31.12.2004
24,682
39,032
342,959
1,031
89,458
-
300,000
300,000
668,672
428,490
Commitments for purchases of fixed assets mainly concern the rendering of engineering, procurement, construction
works supervision, precommissioning, commissioning and start-up services for the new combined cycle plants at the
Brindisi, Mantua, Ravenna and Ferrera Erbognone (PV) sites entrusted to Snamprogetti S.p.A..
Purchase commitments have been undertaken with the group companies for Euro 39,712 thousand and with third party
companies for Euro 49,746 thousand.
Bank sureties granted by the company, through Enifin S.p.A., in favour of third parties are all issued as a guarantee of trade
relationships.
The Company has stipulated, on the nominal value of the loan of Euro 300,000 thousand, an interest rate swap linked to
the interest rate variability, procuring a fixed rate of 3.98% against the sale of a variable rate on this loan indexed to the
Euribor.
136
ENIPOWER
BALANCE SHEET 2004
BALANCE SHEET
Debiti commerciali
I debiti commerciali si riferiscono principalmente ad acquisti di combustibili e altre utilities e sono accesi verso Società
del Gruppo Eni S.p.A. (154.478 migliaia di euro) e verso terzi (20.808 migliaia di euro).
Debiti tributari
La voce altre imposte e tasse è relativa prevalentemente a debiti per imposta sul reddito “IRAP” per 2.994 migliaia di euro e a
IRPEF trattenuta ai dipendenti e lavoratori autonomi da versare per 772 migliaia di euro.
Debiti verso istituti di previdenza e di sicurezza sociale
I debiti verso istituti di previdenza e di sicurezza sociale riguardano l'I.N.P.S. per 1.602 migliaia di euro (1.784 migliaia di
euro al 31 dicembre 2003), e l'I.N.A.I.L. per 85 migliaia di euro (62 migliaia di euro nell'esercizio precedente).
Debiti per attività di investimento
I debiti sostenuti per l'attività di investimento si riferiscono principalmente alle forniture relative agli investimenti in
corso, sono pari complessivamente a 159.063 migliaia di euro (189.045 migliaia di euro nell'esercizio precedente) e si
riferiscono a Società del Gruppo Eni per 53.029 migliaia di euro e a terzi per 106.034 migliaia di euro.
Debiti diversi verso altri
I debiti diversi pari a 4.116 migliaia di euro (3.417 migliaia di euro nell'esercizio precedente) si riferiscono a debiti verso
il personale per 2.042 migliaia di euro (2.366 migliaia di euro nell'esercizio precedente), debiti per trattenute effettuate
ai dipendenti per 256 migliaia di euro, debiti verso professionisti e consulenti per 1.659 migliaia di euro (449 migliaia di
euro nell'esercizio precedente) e debiti verso altri per 159 migliaia di euro.
15
Ratei e risconti
(migliaia di euro)
Altri ratei e risconti passivi
Valore netto
Valore netto
al 31.12.2003
al 31.12.2004
1.592
1.592
2.057
2.057
I ratei e risconti passivi a breve termine pari a 2.057 migliaia di euro (1.592 migliaia di euro nell'esercizio precedente) si
riferiscono allo stanziamento degli interessi passivi sui debiti finanziari di scopo a lungo termine per 1.819 migliaia di
euro e allo stanziamento del differenziale di interesse dell'Interest Rate Swap per 238 migliaia di euro.
16
Garanzie e altri conti d’ordine
(migliaia di euro)
Fidejussioni prestate nell'interesse di:
- Proprio
Impegni per:
- acquisto beni di investimento
- locazioni operative
- altri impegni:
- copertura rischi di interesse
Valore netto
Valore netto
al 31.12.2003
al 31.12.2004
24.682
39.032
342.959
1.031
89.458
-
300.000
668.672
300.000
428.490
Gli impegni per acquisti di immobilizzazioni riguardano principalmente lo svolgimento di servizi di ingegneria,
approvvigionamento, supervisione ai lavori di costruzione, montaggio, precommissioning, commissioning ed
avviamento relativi alla realizzazione dei nuovi impianti a ciclo combinato nei siti di Brindisi, Mantova, Ravenna e Ferrera
Erbognone (PV) affidato a Snamprogetti S.p.A..
Gli impegni di acquisto sono stati assunti nei confronti delle società del gruppo per 39.712 migliaia di euro e nei confronti
di società terze per 49.746 migliaia di euro.
Le fidejussioni prestate dalla Società, tramite Enifin S.p.A., a favore di terzi sono tutte rilasciate a garanzia di rapporti
commerciali.
La Società, sul valore nominale del finanziamento di 300.000 migliaia di euro, ha stipulato un contratto di copertura dal
rischio legato alla variabilità del tasso di interesse (Interest rate swap), mediante l'acquisto di un tasso fisso, pari al 3,98%,
a fronte della vendita di un tasso variabile su tale finanziamento indicizzato all'Euribor.
137
ENIPOWER
BILANCIO 2004
NOTA INTEGRATIVA
17
Litigation
The company is a party in civil and administrative proceedings and in legal actions related to the normal performance of
its operations. On the basis of the information currently available, and bearing in mind the existing provisions for risks,
the company believes that these proceedings and actions will not negatively impact its financial statements.
A summary is given below of the most important proceedings; unless otherwise indicated, no allocation has been made
in relation to the following litigation proceedings as the company considers un unfavourable outcome of these
improbable.
■
■
■
Proceeding R.G.N.R. no. 2460/03 (Public Prosecutor's Office of Milan; Public Prosecutor Greco)
With reference to the section of this annual report on the Marzocchi case, at February 2005 there have been no formal
developments in the investigation underway which regard EniPower S.p.A. or its “managers”.
The Company, which considers to have incurred damages, also in terms of image, as a result of the actions to its former
director, has requested, through attorney at law Mattia Persiani, at the Court of Milan, the attachment of the assets of
its former director and, after the initial petition was rejected, it submitted an appeal which was also rejected. EniPower
S.p.A. reserves the right to take all damage and image related compensatory type actions against Mr. Marzocchi.
At the beginning of 2005 Mr. Marzocchi obtained from the Court of Milan, Industrial Tribune section, a provisionally
executive injunction and served the relative writ, requesting the payment of sums assertorially due for Employees'
Leaving Indemnities, holidays accrued but not taken, etc.. The Company, besides contesting the correctness of the
calculations made by Mr. Marzocchi and the validity of the writ, will arrange for an appeal to be filed with the
appropriate juridical authorities against this monitory decree, claiming that it has much greater credits by way of
compensation for damages.
Proceeding R.G.N.R. no. 1057/2004 (Public Prosecutor's Office of Rovigo; Public Prosecutor Fasolato)
The Public Prosecutor's Office of Rovigo has started investigations on fill soil in a flood plain area near Loreo. A small
part of this fill soil comes from EniPower's Mantua plant site.
EniPower S.p.A. judicial litigation at 31 December 2004
The Company appealed firstly to the Court of Milan against the resolution passed last spring by the Shareholders of
Termica Milazzo S.r.l. which, with the favourable vote of the shareholder Edison S.p.A. (60% of the share capital) and
unfavourable vote of the shareholder EniPower S.p.A. (40% of the share capital) resulted in the allocation of the profit
of the year 2003 of Termica Milazzo in a way which the Company considers to be in breach of the articles of association
and which has diminished EniPower's right to collect a part of said profit as dividends. The parties, after the initial
exchange of pleas and counter demurrer, were called for an attempt at amicable settlement in the hearing of 17
February 2005 and, failing to reach an agreement, a decision will probably be taken after the hearing of 26 May 2005.
The Company, operating in a regulated sector, often has to contend with the effects of the measures taken by the sector
Authority.
In this respect it should be noted that during 2004 the Operator of the National Transmission Grid S.p.A.- (GRTN),
following the start-up at the existing Livorno, Ravenna and Brindisi stations, denied these plants the status of
“cogeneration” plants for years 2003 and 2004, with the ensuing costs for the Company to purchase “green certificates”
for an estimated amount of approximately Euro 7.2 million for 2003 and approximately Euro 5.1 million for 2004. This
decision was taken based on the Authority's assessment of the engineering set up of these plants using as reference
the plants and limits set with Ruling no. 42/2002. The Company has lodged appeals against these three separate
assessments as it appealed previously against the above-stated Ruling. The hearing to debate the four appeals is set for
12 April 2005.
EniPower S.p.A. and its subsidiary EniPower Trading S.p.A. have appealed (with request for cautionary suspension of
the relative effects) against Ruling no. 48/2004 and Ruling no. 137/2004 with which the sector Authority, upon
commencement (April 2004) of “economic merit dispatchment” (see “Power Exchange”), introduced the so-called CCT
(“transport capacity fee”): the competitive situation of the electricity sector and the mechanism of the so-called "fee"
have resulted in the accumulation of debts with GRTN (for 2004 approximately Euro 15.4 million for EniPower S.p.A.
and approx. Euro 1.9 million for the subsidiary EniPower Trading S.p.A. already allocated in the respective financial
statements in a cautionary way). The two Companies have accepted to postpone discussion of the suspension petitions
in a precautionary way until the petition regarding merit has been settled in exchange for the transmission system
operator's (GRTN) commitment not to demand payment of the amounts in the defaults already invoiced. The date for
the appeal hearing has not been set.
In the defaults, the Authority retained for 2005 (Ruling no. 237/2004) the so-called CCT and established attribution by
bid against payment of instruments (called CCC and CCCi) to cover the risk of its volatility and fluctuations (Ruling no.
205/2004). The two companies, together with the other operators, have presented appeals against the two Rulings. With
ordinance no. 519/2005 of 1 March 2005, the Regional Administrative Court of Lombardy rejected the request for
suspension of the efficacy of the rulings impugned, setting the hearing for the petition regarding merit for 14 June 2005.
Despite the filing in April 2004 of a petition to debate the appeals presented by petitioners Italia Nostra and Ms. Maria
138
ENIPOWER
BALANCE SHEET 2004
BALANCE SHEET
17
Contenziosi
La società è parte in procedimenti civili e amministrativi e in azioni legali collegati al normale svolgimento delle sue
attività. Sulla base delle informazioni attualmente a disposizione, e tenuto conto dei fondi rischi esistenti, la società
ritiene che tali procedimenti e azioni non determineranno effetti negativi rilevati sul proprio bilancio.
Di seguito è indicata una sintesi dei procedimenti più significativi; salvo diversa indicazione, non è stato effettuato alcuno
stanziamento a fronte dei contenziosi di seguito descritti perché la società ritiene improbabile un esito sfavorevole dei
procedimenti.
■
■
■
Proc. R.G.N.R. n. 2460/03 (Proc. Repubblica Milano; PM Dott. Greco)
Con riferimento a quanto già illustrato nella relazione sulla gestione del presente bilancio sul caso Marzocchi, non vi
sono stati sviluppi formali dell'indagine in corso a tutto febbraio 2005 che riguardino EniPower S.p.A. o suoi “managers”.
La Società, che ritiene di avere subito pregiudizi, anche di immagine, dagli atti compiuti dall'ex dirigente, ha chiesto
con l'assistenza del Prof. Avv. Mattia Persiani al Tribunale di Milano il sequestro conservativo sui beni del suo ex
dirigente, e, dopo la reiezione dell'iniziale domanda, ha interposto reclamo, pure esso respinto. EniPower S.p.A. si è
riservata ogni iniziativa di natura risarcitoria e di tutela della propria immagine verso l'Ing. Marzocchi.
Lo stesso ha ottenuto a inizio 2005 dal Tribunale di Milano, sez. Lavoro, decreto ingiuntivo provvisoriamente esecutivo,
ed ha intimato il relativo precetto, richiedendo il pagamento di somme asseritamente dovute per TFR, ferie non godute
etc. La Società, oltre a contestare l'esattezza dei calcoli effettuati dal Marzocchi e la validità dell'atto di precetto, si
appresta a dispiegare nelle apposite sedi giurisdizionali opposizione a tale decreto monitorio, ritenendo di vantare
crediti di ammontare ben maggiore a titolo di risarcimento danni.
Proc. R.G.N.R. n. 1057/2004 (Proc. Repubblica Rovigo; PM Dott.ssa Fasolato)
Sono in corso da parte della Procura della Repubblica di Rovigo indagini su terreni riportati un'area golenica nei pressi
di Loreo. Una parte minoritaria di tali terreni proviene dal sito della centrale EniPower di Mantova.
Contenzioso giurisdizionale EniPower S.p.A. al 31 dicembre 2004
La Vostra Società ha impugnato innanzi il Tribunale di Milano la deliberazione della scorsa primavera dell'Assemblea
dei soci di Termica Milazzo S.r.l. che, con il voto favorevole del socio Edison S.p.A. (60% del capitale sociale) e contrario
del socio EniPower S.p.A. (40 % del capitale sociale), ha impresso all'utile di bilancio 2003 della Termica Milazzo una
destinazione che la Vostra Società giudica in contrasto con lo statuto e che ha menomato il diritto di EniPower S.p.A. a
percepire come dividendi una parte di detti utili. La causa, dopo lo scambio di comparse ed una replica, è stata chiamata
per il tentativo di conciliazione all'udienza dello scorso 17 febbraio 2005 e, in mancanza di accordo tra le due parti,
verosimilmente passerà in decisione dopo l'udienza del 26 maggio p.v. .
La Vostra Società, operando in un settore regolato, deve sovente misurarsi con gli effetti dei provvedimenti dell'Autorità
di settore.
Al riguardo, va segnalato che, nel corso del 2004, il Gestore della Rete di Trasmissione Nazionale S.p.A. (GRTN) ha
negato, a seguito di accessi effettuati presso le esistenti centrali di Livorno, Ravenna e Brindisi, la natura di produzione
“in cogenerazione” alle produzioni 2003 e 2004 di tali centrali, con il conseguente onere a carico della Società
di acquisire “certificati verdi” per un importo di circa euro 7,2 milioni di euro per il 2003 e circa 5,1 milioni di euro per
il 2004, secondo le stime. Ciò in base a proprie valutazioni degli assetti impiantistici di tali risalenti impianti e ai limiti
imposti dalla Delibera n. 42/2002. La Società ha impugnato tali tre separate determinazioni, come aveva a suo tempo
impugnato la Delibera menzionata. La discussione dei quattro ricorsi è fissata al 12 aprile 2005.
EniPower S.p.A. e la sua controllata d EniPower Trading S.p.A. hanno impugnato (con richiesta di sospensione in
via cautelare dei relativi effetti) la Delibera n. 48/2004 e la Delibera n. 137/2004, con le quali l'Autorità di settore
ha, in coincidenza con l'inizio (aprile 2004) del funzionamento del “dispacciamento di merito economico” (c.d.
”Borsa elettrica”), istituito il c.d. CCT (“corrispettivo per l'utilizzo della capacità di trasporto”): l'assetto concorrenziale
del settore elettrico ed il meccanismo di funzionamento di detto “corrispettivo” hanno provocato l'insorgere di
debiti verso il GRTN (per tutto il 2004 rispettivamente 15,4 milioni di euro circa per EniPower S.p.A. e 1,9 milioni
di euro circa per la controllata EniPower Trading S.p.A già stanziati nei rispettivi bilanci a titolo prudenziale). Le
due Società hanno accettato di posporre la discussione delle domande di sospensione in via cautelare fino a
quella sul merito, in cambio dell'impegno del Gestore a non esigere gli importi nelle more già fatturati. La discussione
del merito del ricorso non è stata ancora fissata.
Nelle more, l'Autorità ha reiterato per il 2005 (Delibera n. 237/2004) il c.d. CCT e ha stabilito l'attribuzione
mediante asta onerosa di strumenti (detti CCC e CCCi) di copertura dal rischio della sua volatilità e delle sue
fluttuazioni (Delibera n. 205/2004). Le due società hanno, insieme ad altri operatori, proposto ricorso avverso
dette due Delibere. Con ordinanza n. 519/2005 dello scorso 1° marzo 2005, il TAR Lombardia ha respinto la
domanda di sospensiva dell'efficacia dei provvedimenti impugnati, fissando per il merito l'udienza del prossimo
14 giugno 2005.
Nonostante il deposito nell'aprile 2004 di istanza di prelievo per la discussione nel merito dei ricorsi da parte
dei ricorrenti Italia Nostra e Sig.ra Maria Toni (che hanno impugnato i provvedimenti che abilitano alla
139
ENIPOWER
BILANCIO 2004
NOTA INTEGRATIVA
Toni (who impugned the rulings authorising the construction and operation of the new Mantua plant) the relative date
has not been set yet.
18
Revenue from sales and services
The company works principally in Italy and in a single sector of activity.
Sales amount to Euro 904,269 thousand (Euro 507,987 thousand in the previous year), registering an increase of Euro
396,282 thousand; sales to group companies amount to Euro 586,443 thousand (Euro 325,521 thousand in the previous
year); sales to third parties amount to Euro 313,894 thousand (Euro 186,398 thousand in the previous year).
Distribution of revenue by commodity area:
Types of revenue
(thousands euro)
Electrical power
Vapour
Other utilities and services
19
2003
2004
347,171
142,398
18,418
734,898
138,124
31,247
507,987
904,269
Own work capitalised
20
Financial charges
Total
Purchases
(thousands euro)
Labour
This item, amounting to Euro 25,630 thousand (Euro 17,640 thousand in the previous year) registers an increase of Euro
7,990 thousand and refers to the costs of investments in tangible and intangible fixed assets broken-down by nature:
2,640
2,640
2,180
(128)
2,052
20,938
20,938
25,758
(128)
25,630
Other revenue and income
Other revenue and income amounts to Euro 8,797 thousand (Euro 5,845 thousand in the previous year) and can be broken
down as follows:
(thousands euro)
Other revenue - untypical
Compensation for damages
Contractual penalties and other revenue related to business relationships
Re-charging of personnel costs
Revenue from remuneration to company officers
Other revenue
2003
2004
3,932
715
227
312
37
622
5,845
7,511
682
318
6
280
8,797
Other revenue of Euro 7,511 thousand refers mainly to contracts for managerial services rendered to the subsidiaries
EniPower Trading S.p.A., EniPower Trasmissione S.p.A. and S.E.F. S.r.l. and to the recovery of other costs borne on their
behalf . Other income relates mainly to re-charges to employees of costs borne by the Company for Euro 208 thousand
and to the utilization of the green certificates provision for a surplus of Euro 63 thousand.
140
ENIPOWER
BALANCE SHEET 2004
BALANCE SHEET
costruzione ed all'esercizio della nuova centrale di Mantova), l'udienza relativa non è stata ancora fissata.
18
Ricavi delle vendite e delle prestazioni
L'impresa opera sostanzialmente in Italia e in un unico settore di attività.
Le vendite ammontano a 904.269 migliaia di euro (507.987 migliaia di euro nell'esercizio precedente) con un incremento
di 396.282 migliaia di euro, le vendite a Società del Gruppo ammontano a 586.443 migliaia di euro (325.521 migliaia di
euro nell'esercizio precedente), le vendite a terzi ammontano a 313.894 migliaia di euro (186.398 migliaia di euro
nell'esercizio precedente).
La ripartizione per aree merceologiche dei ricavi è esposta nella seguente tabella:
Tipologie dei ricavi
(migliaia di euro)
Energia elettrica
Vapore
Altre utilities e servizi
19
2003
2004
347.171
142.398
18.418
507.987
734.898
138.124
31.247
904.269
Incrementi di immobilizzazioni per lavori interni
20
Oneri finanziari
Totale
Acquisti
(migliaia di euro)
Lavoro
Gli incrementi di immobilizzazioni per lavori interni pari a circa 25.630 migliaia di euro (17.640 migliaia di euro nell'esercizio
precedente) con un incremento di 7.990 migliaia di euro e riguardano i costi relativi agli investimenti in immobilizzazioni
materiali e immateriali. L'analisi per natura è indicata nella tabella seguente:
2.640
2.640
2.180
(128)
2.052
20.938
20.938
25.758
(128)
25.630
Altri ricavi e proventi
Gli altri ricavi e proventi ammontano a 8.797 migliaia di euro (5.845 migliaia di euro nell'esercizio precedente) e si
analizzano come segue:
(migliaia di euro)
Alti ricavi diversi - non caratteristici
Risarcimento danni
Penalità contrattuali e altri proventi relativi a rapporti commerciali
Riaddebiti di costi del personale
Proventi emolumenti cariche sociali
Altri proventi
2003
2004
3.932
715
227
312
37
622
5.845
7.511
682
318
6
280
8.797
Gli altri ricavi per 7.511 migliaia di euro si riferiscono principalmente ai contratti relativi a servizi manageriali prestati
per conto delle società controllate EniPower Trading S.p.A., EniPower Trasmissione S.p.A. e S.E.F. S.r.l. ed al recupero di altri
costi sostenuti per conto delle stesse.
Gli altri proventi si riferiscono principalmente a riaddebiti verso il personale dipendente per costi sostenuti dalla Società
per 208 migliaia di euro e dall'utilizzo del fondo certificati verdi per esubero per 63 migliaia di euro.
141
ENIPOWER
BILANCIO 2004
NOTA INTEGRATIVA
21
Cost of production
Costs for the purchase of raw materials, spare parts, consumables and other goods amount to Euro 660,165 thousand
(Euro 396,765 thousand in the previous year), registering and increase of Euro 263,400 thousand.
These costs can be broken down as follows:
Distribution of purchase costs
(thousands euro)
Contracts for plant construction works
Natural gas
Fuel oil
Other raw materials and materials
Purchases for investments
2003
2004
65,346
178,777
101,192
116,796
(65,346)
396,765
53,874
459,575
67,006
133,584
(53,874)
660,165
Costs of purchases from group companies amount to Euro 565,605 thousand (Euro 304,341 thousand in the previous
year) while those from third parties amount to Euro 94,560 thousand (Euro 92,423 thousand in the previous year).
Costs of services amount to Euro 84,039 thousand (Euro 41,854 thousand in the previous year) registering an increase of
Euro 42,185 thousand. Higher transport costs of Euro 19,821 thousand are the result of the higher volumes of electricity
handled. Other variable costs of Euro 10,963 thousand (not present in 2003) mainly regard charges resulting from the
Rulings issued by the Authority for Electricity and Gas in 2004 as well as dispatching, transport fees and other costs related
to the greater volumes of electricity handled.
These costs can be broken down as follows:
Distribution of services costs
(thousands euro)
Purchases of services for plant construction works
Maintenance expenses
Transport of energy
Other variable costs
General services
Other services
Development of systems and electronic accounting software
Professional services and consultancy
Personnel related services
Auxiliary services
Insurance
Seconded personnel
Fees to directors and auditors
Use of provision for risks and charges
Investment services
142
ENIPOWER
BALANCE SHEET 2004
BALANCE SHEET
2003
2004
444,006
18,876
780
6,607
3,853
2,418
2,909
1,816
2,819
1,190
559
191
(164)
(444,006)
41,854
282,882
23,567
20,601
10,963
7,885
7,841
4,703
4,289
2,555
2,345
967
577
188
(2,442)
(282,882)
84,039
21
Costi della produzione
I costi di acquisto per materie prime, sussidiarie, di consumo e di merci ammontano 660.165 migliaia di euro (396.765
migliaia di euro nell'esercizio precedente) con un incremento di 263.400 migliaia di euro.
La loro ripartizione è esposta nella tabella seguente:
Ripartizione costi di acquisto
(migliaia di euro)
Appalti per costruzioni impianti
Gas naturale
Olio combustibile
Altre materie prime e materiali
Acquisti per investimenti
2003
2004
65.346
178.777
101.192
116.796
(65.346)
396.765
53.874
459.575
67.006
133.584
(53.874)
660.165
I costi di acquisto da Società del Gruppo sono pari a 565.605 migliaia di euro (304.341 migliaia di euro nell'esercizio
precedente) mentre quelli da terzi ammontano a 94.560 migliaia di euro (92.423 migliaia di euro nell'esercizio
precedente). I costi per servizi ammontano a 84.039 migliaia di euro (41.854 migliaia di euro nell'esercizio precedente)
con un aumento di 42.185 migliaia di euro. I maggiori costi di vettoriamento di 19.821 derivano dalle maggiori quantità
di energia elettrica trattate. Gli altri costi variabili di 10.963 (non presenti nel 2003) riguardano essenzialmente oneri
derivanti da Delibere emanate dall'Autorità per l'energia elettrica e il gas nel corso del 2004, nonché corrispettivi per
dispacciamento, trasporto e altro riguardante le maggiori quantità di energia elettrica trattate.
La loro ripartizione viene esposta nella tabella che segue:
Ripartizione dei costi per servizi
(migliaia di euro)
Acquisti prestazioni per costruzione impianti
Spese di manutenzione
Vettoriamenti di energia
Altri costi variabili
Servizi generali
Altri servizi
Sviluppo sistemi e elettrocontabili
Prestazioni professionali e consulenze
Servizi relativi al personale
Servizi ausiliari
Assicurazioni
Personale in comando
Compensi ad amministratori e sindaci
Utilizzo fondo rischi e oneri
Servizi per investimento
2003
2004
444.006
18.876
780
6.607
3.853
2.418
2.909
1.816
2.819
1.190
559
191
(164)
(444.006)
41.854
282.882
23.567
20.601
10.963
7.885
7.841
4.703
4.289
2.555
2.345
967
577
188
(2.442)
(282.882)
84.039
143
ENIPOWER
BILANCIO 2004
NOTA INTEGRATIVA
Costs for the use of third party assets amount to Euro 7,176 thousand (Euro 7,239 thousand in the previous year),
registering a decrease of Euro 63 thousand. The item can be broken down as follows:
Distirbution of costs for the use of third party assets
(thousands euro)
Leasing
Rentals
Leasing (operative)
Software licenses
Other
Costs for the use of third party assets charged to investments
2003
2004
5,050
1,877
135
469
200
(492)
7,239
5,220
1,448
202
363
313
(370)
7,176
Personnel costs amount to Euro 32,626 thousand (Euro 29,268 thousand in the previous year), registering an increase of Euro 3,358
thousand.
Such item can be broken down as follows:
Distibution of personnel costs
(thousands euro)
Salaries and wages
Social charges
Leaving indemnities
Other personnel costs
2003
2004
20,818
6,832
1,491
127
29,268
23,279
7,486
1,553
308
32,626
The labour cost item in the reclassified profit and loss account comprises the following:
Labour costs
(thousands euro)
Salaries and wages
Social charges
Leaving indemnities
Other personnel costs
Charges for personnel seconded to company
Charges for personnel seconded by company
Other revenue from company officers and notice compensation
Own work capitalised
22
2003
2004
20,818
6,832
1,491
127
558
(312)
(42)
(3,468)
26,004
23,279
7,486
1,553
308
577
(319)
(9)
(2,512)
30,363
Amortisation, depreciation and write-downs
Amortisation, depreciation and write-downs can be broken down as follows:
Make-up of depreciation, amortisation and write-downs
(thousands euro)
Depreciation of tangible fixed assets
Amortisation of intangible fixed assets
Write-down of credits
2003
2004
26,540
1,485
417
28,442
54,870
1,938
640
57,448
In particular, the increase over the previous year of Euro 28,330 thousand in the depreciation of tangible fixed assets is mainly due
to the capitalisation of the new combined cycle units at the Ferrera Erbognone, Ravenna, Brindisi and Mantua sites.
144
ENIPOWER
BALANCE SHEET 2004
BALANCE SHEET
I costi per godimento di beni di terzi ammontano 7.176 a migliaia di euro (7.239 migliaia di euro nell'esercizio
precedente) e mostrano un decremento di 63 migliaia di euro. La ripartizione è la seguente:
Ripartizione costi per godimento beni di terzi
(migliaia di euro)
Locazioni
Noleggi
Leasing (operativi)
Licenze d'uso software
Altre
Costi per godimento di beni di terzi imputati ad investimento
2003
2004
5.050
1.877
135
469
200
(492)
7.239
5.220
1.448
202
363
313
(370)
7.176
I costi per il personale ammontano a 32.626 migliaia di euro (29.268 migliaia di euro nell'esercizio precedente) e si incrementano
di 3.358 migliaia di euro.
La ripartizione è la seguente:
Ripartizione costi per il personale
(migliaia di euro)
Salari e stipendi
Oneri sociali
Trattamento di fine rapporto
Altri costi del personale
2003
2004
20.818
6.832
1.491
127
29.268
23.279
7.486
1.553
308
32.626
La voce costo lavoro indicata nel conto economico riclassificato è così determinata:
Costo lavoro
(migliaia di euro)
Salari e stipendi
Oneri sociali
Altri costi del personale
Oneri relativi al personale ricevuto in comando
Proventi relativi al personale dato in comando
Altri proventi per cariche sociali e indennita di preavviso
Incrementi di immobilizzazioni per lavori interni
22
2003
2004
20.818
6.832
1.491
127
558
(312)
(42)
(3.468)
26.004
23.279
7.486
1.553
308
577
(319)
(9)
(2.512)
30.363
Ammortamenti e svalutazioni
La voce ammortamenti e svalutazioni si analizza nella seguente tabella:
Composizione ammortamenti e svalutazioni
(migliaia di euro)
Ammortamento delle immobilizzazioni materiali
Ammortamento delle immobilizzazioni immateriali
Svalutazione dei crediti
2003
2004
26.540
1.485
417
28.442
54.870
1.938
640
57.448
In particolare, l'incremento rispetto all'esercizio precedente di 28.330 migliaia euro relativo agli ammortamenti delle
immobilizzazioni materiali, è dovuto principalmente alla capitalizzazione dei nuovi gruppi a ciclo combinato dei siti di Ferrera
Erbognone, Ravenna, Brindisi e Mantova
145
ENIPOWER
BILANCIO 2004
NOTA INTEGRATIVA
23
Change in inventories of raw materials, spare parts, consumables and other goods
The change in raw materials, spare parts, consumables and other goods of Euro 5,034 thousand refers mainly to the
consumption of stocks of fuel oil, chemicals stored in the tanks at the plants as well as in the spareparts materials
warehouse.
24
Provision for risks and other provisions
Provisions for risks amount to Euro 982 thousand and mainly relate to the allocation of charges for environmental risks.
Other provisions of Euro 22,545 thousand regard the allocation of additional charges related to the obligations to
purchase “green certificates” for Euro 6,289 thousand, the allocation for the dismantling and restoration of sites for Euro
5,594 thousand and programmed maintenance established in the contract with Ansaldo Energia S.p.A. for Euro 10,662
thousand.
25
Other operating costs
Other operating costs amount to Euro 2,028 thousand (Euro 3,261 thousand in the previous year). These costs refer mainly
to indirect duties and year's taxes. They refer in particular to the tax on emissions of SO2 and NOX for Euro 598 thousand
(Euro 1,122 thousand in the previous year) and taxes and local duties (ICI) for Euro 1,135 thousand (Euro 448 thousand
in the previous year).
26
Financial income and charges
(thousands euro)
- Subsidiaries
- EniPower Trading SpA
- Affiliated companies
- Termica Milazzo Srl
2004
2003
Income and charges from investments
Dividends
Tax credit
Dividends
Other income
1,330
1,330
748
748
-
-
9,320
9,320
10,650
748
3,200
3,200
3,200
-
Other financial income
This item can be broken down as follows:
(thousands euro)
Interest income from other financing creditors
Interest income from trade receivables from third parties
Utilisation of doubtful debt provision for interest on arrears
Interest income from subsidiaries
Income from revaluation of leaving indemnities
Income from securities entered in cash and bank which are not shareholdings
2003
2004
510
129
94
56
5
794
2,688
88
4
2
2,782
Interest and other financial charges
The item can be broken down as follows:
(thousands euro)
Interest on loans from group companies
Other financial and commercial interest and charge
146
ENIPOWER
BALANCE SHEET 2004
BALANCE SHEET
2003
2004
19,200
43
19,243
26,762
16
26,778
23
Variazione delle rimanenze di materie prime, sussidiarie, di consumo e merci
La variazione delle rimanenze di materie prime sussidiarie, di consumo e merci di 5.034 migliaia di euro si riferisce
principalmente al consumo delle scorte di olio combustibile, di chemicals, stoccati nei serbatoi situati nei vari
stabilimenti, nonché al magazzino materiali di ricambio.
24
Accantonamenti per rischi e altri accantonamenti
Gli accantonamenti per rischi ammontano a 982 migliaia di euro e riguardano essenzialmente lo stanziamento di oneri
a fronte di rischi ambientali.
Gli altri accantonamenti pari a 22.545 migliaia di euro riguardano lo stanziamento degli oneri aggiuntivi relativi agli
obblighi di acquisto di “certificati verdi” per 6.289 migliaia di euro, l'accantonamento a fronte dello smantellamento e
ripristino dei siti per 5.594 migliaia di euro e manutenzioni programmate, stabilite contrattualmente con Ansaldo
Energia S.p.A., per 10.662 migliaia di euro.
25
Oneri diversi di gestione
Gli oneri diversi di gestione ammontano a 2.028 migliaia di euro (3.261 migliaia di euro nell'esercizio precedente). Si
riferiscono principalmente alle imposte indirette e tasse dell'esercizio. In particolare riguardano principalmente la tassa
sulle emissioni di SO2 e NOX per 598 migliaia di euro (1.122 migliaia di euro nell'esercizio precedente) e imposte e tributi
locali (ICI) per 1.135 migliaia di euro (448 migliaia di euro nell'esercizio precedente).
26
Proventi e oneri finanziari:
(migliaia di euro)
- Imprese controllate:
- EniPower Trading SpA
- Imprese collegate:
- Termica Milazzo
2004
2003
Proventi e oneri da partecipazioni
Dividendi
Credito d'imposta
Dividendi
Credito d'imposta
1.330
1.330
748
748
-
-
9.320
9.320
10.650
748
3.200
3.200
3.200
-
Si analizzano come segue:
(migliaia di euro)
IInteressi attivi verso altri finanziatori
Interessi attivi su crediti commerciali verso terzi
Utilizzo f.do svalutazione crediti per interessi di mora
Interessi attivi verso controllate
Proventi da rivalutazione TFR
Proventi da titoli iscritti nell'attivo circolante che non costituiscono partecipazioni
2003
2004
510
129
94
56
5
794
2.688
88
4
2
2.782
Interessi e altri oneri finanziari
Si analizzano come segue:
(migliaia di euro)
Interessi su finanziamenti da società del gruppo
Altri interessi e oneri finanziari e commerciali
2003
2004
19.200
43
19.243
26.762
16
26.778
147
ENIPOWER
BILANCIO 2004
NOTA INTEGRATIVA
Interest on loans granted by group companies is due to Enifin S.p.A.. Other financial charges refer to payable interest on
trade payables for late payments of Euro 3 thousand and commissions and expenses on bank sureties for Euro 13
thousand.
27
Financial charges charged to assets
(thousands euro)
Tangible fixed assets:
2003
2004
14,172
14,172
20,938
20,938
Payable interest on debts for loans received from Enifin S.p.A. for the construction of the combined cycle plants were
capitalised on the plants under construction for an amount of Euro 20,983 thousand.
Financial charges include the payable interest differential on the interest rate swap stipulated with Enifin S.p.A. for an
amount of Euro 5,697 thousand.
28
Profits and losses on exchange rates
(thousands euro)
2003
2004
Active exchange rate differences realised
Active exchange rate differences not realised
Passive exchange rate differences realised
Passive exchange rate differences not realised
45
(20)
25
82
(160)
(78)
29
Adjustments to the value of financial assets
Write-downs of investments are illustrated in the table below:
(thousands euro)
S.E.F. S.r.l.
30
2003
2004
1,876
29
101
2,006
78
78
2003
2004
-
6,310
6,310
(640)
(1)
(641)
(554)
(2,350)
(2,904)
(641)
3,406
Extraordinary income and charges
Extraordinary income and charges are analysed in the table below:
(thousands euro)
Income
Effect of the application of Legislative Decree no. 6 of 2003
Expenses
Termination incentives
Application for tax amnesty
Effect of the application of Legislative Decree no. 6 of 2003
The company has applied for the amnesty in order to avoid the extension of the assessment prescription terms. This
regarded the year 2002 for IRPEG, IRAP, withholding VAT and substitute taxes.
The increase in net extraordinary income of Euro 4,047 thousand is a consequence of the application of Legislative Decree
no. 6 of 2003 which the tax interferences from the year's financial statements (see "Change to accounting policies") for
Euro 3,960 thousand and the reduction in incentives paid to employees leaving the company in the last two years.
148
ENIPOWER
BALANCE SHEET 2004
BALANCE SHEET
Gli interessi su finanziamenti da società del gruppo sono nei confronti di Enifin S.p.A.. Gli altri oneri finanziari si
riferiscono a interessi passivi su debiti commerciali per ritardati pagamenti pari a 3 migliaia di euro e commissioni e
spese su fideiussioni per 13 migliaia di euro.
27
Oneri finanziari imputati all’attivo patrimoniale
(migliaia di euro)
Immobilizzazioni in corso
2003
2004
14.172
14.172
20.938
20.938
Gli interessi passivi relativi ai debiti per i finanziamenti ricevuti da Enifin S.p.A. per la costruzione delle centrali a ciclo
combinato sono stati capitalizzati sulle centrali in corso di costruzione per un ammontare pari a 20.938 migliaia di euro.
Negli oneri finanziari è compreso il differenziale passivo di interesse sul contratto derivato di copertura stipulato con
Enifin S.p.A. (Interest Rate Swap) per un ammontare pari a 5.697 migliaia di euro.
28
Utili e perdite su cambi
(migliaia di euro)
2003
2004
Differenze attive di cambio realizzate
Differenze attive di cambio non realizzate
Differenze passive di cambio realizzate
Differenze passive di cambio non realizzate
45
(20)
25
82
(160)
(78)
29
Rettifiche di valore di attività finanziarie
Le svalutazioni delle partecipazioni sono analizzate nella seguente tabella:
(migliaia di euro)
S.E.F. S.r.l.
30
2003
2004
1.876
29
101
2.006
78
78
2003
2004
-
6.310
6.310
(640)
(1)
(641)
(554)
(2.350)
(2.904)
(641)
3.406
Proventi e oneri straordinari
Gli oneri e proventi straordinari sono analizzate nella seguente tabella:
(migliaia di euro)
Proventi
Effetto applicazione D. Lgs. n. 6 del 2003
Oneri
EIncentivi all'esodo
Adesione condono fiscale
Effetto applicazione D. Lgs. n. 6 del 2003
Totale delle partite straordinarie
La società ha aderito alla sanatoria per evitare la proroga dei termini di prescrizione dell'accertamento. Ha riguardato
l'anno 2002 per gli imponibili IRPEG ,IRAP, IVA ritenute e imposte sostitutive.
L'incremento dei proventi straordinari netti di 4.047 migliaia di euro è conseguente l'applicazione del D.Lgs n. 6 del 2003
che ha eliminato le interferenze fiscali dal bilancio d'esercizio (vedere “Modifiche dei criteri contabili”) per 3.960 migliaia
di euro oltre che alla diminuzione degli incentivi corrisposti alle persone che hanno lasciato l'azienda negli ultimi due
anni a confronto.
149
ENIPOWER
BILANCIO 2004
NOTA INTEGRATIVA
31
Income tax
(thousands euro)
Current taxes:
- Irap
Equalisation of previous year's Irpeg
Equalisation of previous year's Irap
Net deferred (advance) IRPEG income tax
Net deferred (advance) IRAP income tax
2003
2004
2,501
2,501
6
6,988
(226)
6,768
9,269
5,290
5,290
(51)
14,149
(1,060)
13,038
18,328
The theoretical and actual tax rate is indicated in the table below:
(thousands euro)
Total personnel costs
Write-down of credits included in cash and bank
Theoretical IRES (A 33%)
Theoretical IRAP (B 4,25%)
Total theoretical taxes
Theoretical tax Rate
Income tax
Effective Tax Rate
(A)
(B)
(C)
(C/A)
(D)
(D/A)
2003
2004
12,563
22,236
29,268
417
51.921
4,271
2,207
6,478
51.56%
9,269
73.78%
48,127
65,675
32,626
640
98.941
15,882
4,205
20,087
41.74%
18,328
38.08%
Reconcilement between the theoretical tax and actual tax is shown below:
(%)
Theoretical tax rate
Non-deductible taxes
Adjustment of irpeg rate
Other changes
Effective tax rate
2003
2004
51.56%
6.90%
12.72%
2.60%
73.78%
41.74%
-3.14%
- 0.52%
38.08%
2003
2004
3,382
721
115
48,502
602
53,322
5,633
6,458
2,084
103
475
25,687
541
40,981
(2,350)
(73)
(2,423)
50,899
(3,125)
(47)
(3,172)
37,809
Deferred and advance taxes can be broken down as follows:
(thousands euro)
Advance taxes:
- non-deductible amortisation
- provisions for environmental risks and charges
- site dismantling and restoration provision
- termination incentives provision
- attendance bonus provision
- tax losses
- other
Deferred taxes:
- excess amortisation
- other
Total
150
ENIPOWER
BALANCE SHEET 2004
BALANCE SHEET
31
Imposte sul reddito dell’esercizio
(migliaia di euro)
Imposte correnti:
- Irap
Conguaglio anno precedente Irpeg
Conguaglio anno precedente Irap
Imposte sul reddito differite (anticipate) nette IRPEG
Imposte sul reddito differite (anticipate) nette IRAP
2003
2004
2.501
2.501
6
6.988
(226)
6.768
9.269
5.290
5.290
(51)
14.149
(1.060)
13.038
18.328
Il tax rate teorico ed effettivo è determinato nella seguente tabella:
(migliaia di euro)
Utile (perdita) ante imposte
(A)
Differenza tra valori e costi della produzione
Totale costi per il personale
Svalutazione dei crediti compresi nell'attivo circolante
Differenza tra valori e costi della produzione
(B)
Imposte teoriche IRES (A 33%)
Imposte teoriche IRAP (B 4,25%)
Totale imposte teoriche
(C)
Tax Rate teorico
(C/A)
Imposte sul reddito
(D)
Tax Rate effettivo
(D/A)
2003
2004
12.563
22.236
29.268
417
51.921
4.271
2.207
6.478
51,56%
9.269
73,78%
48.127
65.675
32.626
640
98.941
15.882
4.205
20.087
41,74%
18.328
38,08%
La riconciliazione tra l'imposta teorica e l'imposta effettiva è riportata nel seguente prospetto:
(%)
Tax rate teorico
Imposte indeducibili
Adeguamento aliquota IRPEG
Altre variazioni
Tax rate effettivo
2003
2004
51,56%
6,90%
12,72%
2,60%
73,78%
41,74%
-3,14%
-0,52%
38,08%
2003
2004
3.382
721
115
48.502
602
53.322
5.633
6.458
2.084
103
475
25.687
541
40.981
(2.350)
(73)
(2.423)
50.899
(3.125)
(47)
(3.172)
37.809
Le imposte differite e anticipate si analizzano come segue:
(migliaia di euro)
Imposte anticipate:
- ammortamenti indeducibili
- fondi per rischi ed oneri ambientali
- fondo smantellamento e ripristino siti
- fondi per esodi agvolati
- fondo premio di partecipazione
- perdita fiscale
- altre
Imposte differite:
- ammortamenti eccedenti
- altre
Totale
151
ENIPOWER
BILANCIO 2004
NOTA INTEGRATIVA
32
Average number of employees
The average number of employees is shown below by category:
Directors
Cadres
Office staff
Blue-collar workers
Total
33
2003
2004
26
77
159
223
485
29
82
190
211
512
Fees paid to the Directors and Statutory Auditors
Pursuant to Article 2427, no. 16 of the Italian Civil Code, the fees due to the Directors amount to Euro 792 thousand (Euro
1,090 thousand in the previous year); the fees due to the Statutory Auditors amount to Euro 88 thousand (Euro 88
thousand in the previous year). These fees includes compensation and all and any retribution, and social security related
amounts due for the performance of the duties and which represent a cost for the company.
34
Transactions with related parties
EniPower S.p.A. is controlled by Eni S.p.A.. Transactions with related parties refer mainly to the transfer of assets, rendering
of services and the provision and use of financial resources with companies controlled by or affiliated with Eni S.p.A.. The
above transactions are part of the Company's ordinary operations and are conducted on an arm's length basis; i.e. at the
conditions that would be applied between two independent parties. All transactions were carried out in company's
interests.
Financial, commercial and other transactions made with the related parties during the year are detailed below.
152
ENIPOWER
BALANCE SHEET 2004
BALANCE SHEET
32
Numero medio dei dipendenti
Il numero medio dei dipendenti ripartito per categoria è il seguente:
Dirigenti
Quadri
Impiegati
Operai
Totale
33
2003
2004
26
77
159
223
485
29
82
190
211
512
Ammontare dei compensi corrisposti agli amministratori e ai sindaci
Ai sensi dell'Art. 2427 n. 16 del codice civile, i compensi spettanti agli Amministratori ammontano a 792 migliaia di euro
(1.090 migliaia euro nell'esercizio precedente); i compensi spettanti ai Sindaci ammontano a 88 migliaia di euro (88
migliaia di euro nell'esercizio precedente). Questi compensi riguardano gli emolumenti e ogni altra somma avente
natura retributiva, previdenziale e assistenziale dovuta per lo svolgimento della funzione, che abbiano costituito un costo
per la Società.
34
Rapporti con parti correlate
La EniPower S.p.A. è una impresa controllata dall'Eni S.p.A.. 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 le proprie
imprese controllate e con le altre imprese controllate e collegate dell'Eni S.p.A., fanno parte della ordinaria gestione
dell'impresa e sono regolate a condizioni di mercato, cioè alle condizioni che si sarebbero applicate fra due parti
indipendenti. Tutte le operazioni poste in essere sono state compiute nell'interesse dell'impresa.
Sono di seguito evidenziati gli ammontari dei rapporti di natura commerciale e diversa e di natura finanziaria posti in
essere con parti correlate:
153
ENIPOWER
BILANCIO 2004
NOTA INTEGRATIVA
(thousands euro)
Name
Receivables
Subsidiaries:
56,461
135
6
S.E.F. S.r.l.
785
Affiliated companies:
Ravenna Servizi Industriali S.c.p.a.
Parent companies:
Eni S.p.A.
44
Eni divisione Gas & Power S.p.A.
(75)
Eni divisione
Refining & Marketing S.p.A.
10,931
Eni divisione
Exploration & Production S.p.A.
Companies controlled by Eni SpA:
Agip Fuel S.p.A.
Ambiente S.p.A.
350
Aquater S.p.A.
Ecofuel S.p.A.
144
Eni Corporate Univesity S.p.A.
4
EniData S.p.A.
Enitecnologie S.p.A.
Italgas Più S.p.A.
Padana Assicurazioni S.p.A.
Polimeri Europa S.p.A.
21,176
Praoil Oleodotti Italiani S.p.A.
471
Saipem Energy International S.p.A.
Serfactoring S.p.A.
Serleasing S.p.A.
Servizi Turistici GranTour S.p.A.
Sieco S.p.A.
(6)
Snam Rete Gas S.p.A.
Snamprogetti S.p.A.
Snamprogetti Sud S.p.A.
Sofid S.p.A.
Syndial S.p.A.
103
State-controlled companies:
Ansaldo Energia S.p.A.
9
Ansaldo Caldaie S.p.A.
AnsaldoT & D S.p.A.
Avio S.p.A.
37
Cesi S.p.A.
Enel Distribuzione S.p.A.
7,924
Enel Trade S.p.A.
GME S.p.A.
45,664
GRTN S.p.A.
16,846
161,009
154
ENIPOWER
BALANCE SHEET 2004
BALANCE SHEET
31.12.2004
Trade and other transactions
31.12.2004
35
Payables
Commitments
Goods
Costs
Services
Other
Goods
Revenue
Services
Other
349
184
-
-
240
-
39
-
2,210
-
346,233
-
-
6,424
304
6
-
-
-
395
-
-
-
-
-
4,319
96,246
-
460,006
2,805
1,230
72
36
-
-
-
10,960
2,155
45,933
15,998
-
83,312
-
-
14
-
-
15
-
-
-
-
16
17
1
320
382
13,903
(3)
19,677
117
591
7
29,608
8
471
(25)
6
224
37,327
-
84
84
48
58,757
269
27
60
(1)
961
1,627
5
13
661
12,440
128
128
1,164
5
191
7
1,320
187
1,850
453
849
251
1,559
1,439
157,306
(89)
7
67
339
-
3
361
-
76,258
89
182
34
93
572
24,815
279,205
39,712
450
54
39
856
1,033
23,723
591,971
7,496
60
808
1,386
48,760
1
5,722
6
7,204
110,657
128,897
836,598
-
9
7,107
7,551
7,890
(migliaia di euro)
Denominazione
Imprese controllate:
S.E.F. S.r.l.
Imprese collegate:
Ravenna Servizi Industriali S.c.p.a.
Imprese controllanti:
Eni S.p.A.
Eni divisione Gas & Power S.p.A.
Eni divisione Refining
& Marketing S.p.A.
Eni divisione
Exploration & Production S.p.A.
Imprese controllate dall'Eni S.p.A.:
Agip Fuel S.p.A.
Ambiente S.p.A.
Aquater S.p.A.
Ecofuel S.p.A.
Eni Corporate Univesity S.p.A.
EniData S.p.A.
Enitecnologie S.p.A.
Italgas Più S.p.A.
Padana Assicurazioni S.p.A.
Praoil Oleodotti Italiani S.p.A.
Saipem Energy International S.p.A.
Serfactoring S.p.A.
Serleasing S.p.A.
Servizi Turistici GranTour S.p.A.
Sieco S.p.A.
Snam Rete Gas S.p.A.
Snamprogetti S.p.A.
Snamprogetti Sud S.p.A.
Sofid S.p.A.
Syndial S.p.A.
Imprese a controllo Statale:
Ansaldo Caldaie S.p.A.
AnsaldoT & D S.p.A.
Avio S.p.A.
Cesi S.p.A.
Enel Distribuzione S.p.A.
Enel Trade S.p.A.
GME S.p.A.
GRTN S.p.A.
Valore al
31.12.2004
Rapporti commerciali e diversi
Valore al
31.12.2004
35
Impegni
Beni
Costi
Servizi
Altro
Beni
Ricavi
Servizi
Altro
349
184
-
-
240
-
39
-
2.210
-
346.233
-
-
6.424
304
6
-
-
-
-
395
-
-
-
-
-
44
(75)
4.319
96.246
-
460.006
2.805
1.230
72
36
-
-
-
10.931
10.960
2.155
45.933
15.998
-
83.312
-
-
-
14
-
-
15
-
-
-
-
350
144
4
21.176
471
(6)
103
16
17
1
320
382
13.903
(3)
19.677
117
591
7
29.608
8
471
(25)
6
224
37.327
-
84
84
48
58.757
-
1.850
453
849
-
1.559
1.439
157.306
(89)
7
-
339
-
3
361
-
269
27
60
(1)
961
1.627
5
13
661
12.440
128
128
1.164
5
191
7
1.320
187
251
67
-
-
9
37
7.924
45.664
16.846
161.009
76.258
89
182
34
93
572
24.815
279.205
39.712
450
54
39
856
1.033
23.723
591.971
7.496
60
808
1.386
48.760
1
5.722
6
7.204
110.657
128.897
836.598
7.551
7.890
9
7.107
Crediti
Debiti
56.461
135
6
785
155
ENIPOWER
BILANCIO 2004
NOTA INTEGRATIVA
31.12.2004
Besides the year's costs, indicated in the table above, during the year the company in its transactions with related parties
also incurred costs entered as investment as detailed below
Costs charged to investments
Goods
Services
Other
(thousands euro)
Name
Subsidiaries:
Eni S.p.A.
Eni divisione Refining & Marketing S.p.A.
Companies controlled by Eni S.p.A.
Syndial S.p.A.
SnamProgetti S.p.A.
Ambiente S.p.A.
EniData S.p.A.
State-controlled companies
Ansaldo T&D S.p.A.
Cesi S.p.A.
57
(145)
-
100
9
-
(447)
2,148
48,327
(6)
1,250
271
-
5,630
561
8
6,317
126,047
223
177,454
28
299
(thousands euro)
Companies controlled by Eni
Enifin S.p.A.
Enifin (oneri finanziale capitalizzati)
Sofid S.p.A.
Ecofuel S.p.A.
Ambiente S.p.A.
Syndial S.p.A.
Polimeri Europa S.r.l.
31.12.2004
Financial transactions
31.12.2004
36
9
receivables
payables
guarantees
Raccrued
expenses
charges
income
85,749
129
-
850,000
14
-
339,031
-
2,057
-
5,838
20,938
-
2,685
3
3
13
3
29
85,878
850,014
339,031
2,057
26,776
2,736
Enifin S.p.A. - company controlled 100% by Eni S.p.A. which offers financial services to Eni S.p.A. companies - an agreement
is in place on the basis of which Enifin S.p.A. covers the funding needs and invests the surplus cash of EniPower S.p.A..
Commitments to Enifin S.p.A. include the reference capital of an interest rate swap of Euro 300,000 thousand.
Sofid S.p.A. - company controlled by Eni S.p.A. which offers financial and administrative services to Eni S.p.A. companies offers treasury and administrative services.
156
ENIPOWER
BALANCE SHEET 2004
BALANCE SHEET
Valore al
31.12.2004
Oltre ai costi d'esercizio, indicati nella tabella precedente, nel corso dell'esercizio, sono stati sostenuti costi imputati ad
investimento nei confronti di parti correlate, come risulta dalla tabella seguente:
Costi imputati ad investimento
Beni
Servizi
Altro
(migliaia di euro)
Denominazione
Imprese controllanti:
Eni S.p.A.
Eni divisione Refining & Marketing S.p.A.
Imprese controllate dall'Eni S.p.A.:
Syndial S.p.A.
SnamProgetti S.p.A.
Ambiente S.p.A.
EniData S.p.A.
Imprese a controllo Statale:
Ansaldo T&D S.p.A.
Cesi S.p.A.
57
(145)
-
100
9
5.630
561
8
6.317
(447)
2.148
48.327
(6)
1.250
126.047
223
177.454
271
28
299
(migliaia di euro)
imprese controllate dall'Eni:
Enifin S.p.A.
Enifin (oneri finanziari capitalizzati)
Sofid S.p.A.
Ecofuel S.p.A.
Ambiente S.p.A.
Syndial S.p.A.
Polimeri Europa S.r.l.
Valore al
31.12.2004
Rapporti finanziari
Valore al
31.12.2004
36
9
Crediti
Debiti
Garanzie
Ratei
passivi
Oneri
Proventi
85.749
129
-
850.000
14
-
339.031
-
2.057
-
5.838
20.938
-
2.685
3
3
13
3
29
85.878
850.014
339.031
2.057
26.776
2.736
Con l'Enifin S.p.A - impresa posseduta interamente dall'Eni S.p.A che svolge attività finanziaria per conto delle imprese
dell'Eni S.p.A. - è in essere una convenzione in base alla quale l'Enifin S.p.A. provvede alla copertura dei fabbisogni
finanziari e all'impiego della liquidità della EniPower S.p.A.. Gli impegni verso Enifin S.p.A. comprendono il capitale di
riferimento relativo a un contratto di copertura su tasso di interesse pari a 300.000 migliaia di euro.
Con la Sofid S.p.A. - impresa controllata dall'Eni S.p.A. che svolge attività finanziaria e amministrativa per conto delle
imprese dell'Eni S.p.A. - provvede a svolgere servizi di tesoreria e amministrativi.
157
ENIPOWER
BILANCIO 2004
NOTA INTEGRATIVA
37
Management and coordination activities
In accordance with article 2497-sexies and 2497-bis of the Italian Civil Code, the essential data of the last financial
statements approved by Eni S.p.A. which manages and controls the company are indicated below.
(million euro)
2003
Value of production
Cost of production
Financial income and charges
Value adjustments to financial assets
Year's income tax
Net profit
(million euro)
42,265
(40,002)
2,263
2,026
(977)
124
3,436
(586)
2,850
2003
ASSETS:
share capital issued and not yet paid in
fixed assets
cash and bank
accrued income and prepaid expenses
TOTAL ASSETS
LIABILITIES:
shareholders' equity
provisions for risks and charges
employees' leaving indemnities
accounts payable
accrued expenses and deferred income
TOTAL LIABILITIES
158
ENIPOWER
BALANCE SHEET 2004
BALANCE SHEET
27,855
10,504
56
38,415
27,566
1,659
158
8,777
255
38,415
37
Attività di direzione e coordinamento
A norma dell'Articolo 2497-sexies e 2497-bis, si indicano di seguito i dati essenziali dell'ultimo bilancio approvato della
controllante Eni S.p.A. che esercita sull'impresa attività di direzione e coordinamento.
(milioni di euro)
2003
Valore della produzione
Costi della produzione
Differenza tra valore e costi della produzione
Proventi e oneri finaziari
Rettifiche di valore di attività finanziarie
Risultato prima delle imposte
Imposte sul reddito dell'esercizio
Utile netto
42.265
(40.002)
2.263
2.026
(977)
124
3.436
(586)
2.850
(milioni di euro)
2003
ATTIVO:
Crediti verso soci per versamenti ancora dovuti
Immobilizzazioni
Attivo circolante
Ratei e risconti
TOTALE ATTIVO
PASSIVO:
Patrimonio netto
Debiti
Ratei e risconti
TOTALE PASSIVO
27.855
10.504
56
38.415
27.566
1.659
158
8.777
255
38.415
159
ENIPOWER
BILANCIO 2004
NOTA INTEGRATIVA
balance sheet (attachment required under article 9, paragraph 1 of resolution no. 310/01)
(table to be attached to the sole accounts)
31.12.2004
Production
activities
Sales
activities
Remaining
activities
Shared
operative
functions
0
0
0
0
0
(amounts in euro)
ASSETS
Shared services
a-d
e-k
Not
attributable
Elisions
0
0
0
0
0
0
Share capital issued and not yet paid in
and not yet paid in
- amount to be called up
Total
0
0
40,939
1,573,750
40,939
3,460,747
Fixed assets:
- Intangible fixed assets:
Start up and expansion costs
Industrial patent rights and rights to use
intellectual property
1,614,689
Goodwill
560,046
371,281
Other intangible fixed assets
258,284
258,284
Intangible fixed assets in progress
188,765
1,886,997
Total
4,320,016
1,886,997
629,565
0
188,765
0
- Tangible fixed assets
Land and buildings
36,009,083
19,734,175
16,274,908
1,008,560,433
901,165,694
107,394,739
Industrial and
commercial equipment
295,496
151,709
143,787
Other assets
395,919
181,751
22,930
Plant and machinery
Fixed assets in progress and
advances
Total
750,779,562
2,314,010
1,796,040,493
923,547,339
191,238
748,168,580
0
872,004,944
0
72,000
224,972
263,238
224,972
- Financial fixed assets:
Shareholdings in:
subsdiaries
39,127,287
39,127,287
affiliated companies
16,559,959
16,559,959
144,116
144,116
other companies
Accounts receivable:
from others
- receivable after one year
Total
TOTAL FIXED ASSETS
0
55,831,362
0
0
0
0
0
0
55,831,362
0
1,856,191,871
924,176,904
0
872,193,709
0
304,177
3,685,719
55,831,362
0
160
ENIPOWER
BALANCE SHEET 2004
BALANCE SHEET
stato patrimoniale (Allegato ai sensi dell'articolo 9 comma 1 della deliberazione n. 310/01)
(prospetto da allegare al bilancio civilistico)
31.12.2004
Attività di
produzione
Attività di
vendita
Attività
residue
Funzioni
operative
condivise
0
0
0
0
0
(in euro)
ATTIVO
Servizi comuni
a-d
e-k
Non
attribuibili
Elisioni
0
0
0
0
0
0
Crediti verso soci
per versamenti ancora dovuti
- Parte da richiamare
Totale
0
0
40.939
1.573.750
40.939
3.460.747
Immobilizzazioni:
- Immobilizzazioni immateriali:
Costi d'impianto e di ampliamento
Diritti di brevetto ind.le e diritti
di utilizzazione delle opere dell'ingegno 1.614.689
Avviamento
560.046
371.281
Altre immobilizzazioni immateriali
258.284
258.284
Immobilizzazioni immateriali in corso
Totale
188.765
1.886.997
4.320.016
1.886.997
629.565
0
188.765
0
- Immobilizzazioni materiali
36.009.083
19.734.175
16.274.908
1.008.560.433
901.165.694
107.394.739
143.787
Attrezzature industriali e commerciali
295.496
151.709
Altri beni
395.919
181.751
22.930
750.779.562
2.314.010
748.168.580
1.796.040.493
923.547.339
Immobilizzazioni in corso e acconti
Totale
0
872.004.944
191.238
0
72.000
224.972
263.238
224.972
- Immobilizzazioni finanziarie:
Partecipazioni in:
imprese controllate
39.127.287
39.127.287
imprese collegate
16.559.959
16.559.959
144.116
144.116
altre imprese
- Crediti:
verso altri
- importi esigibili oltre l’esercizio successivo
Totale
TOTALE IMMOBILIZZAZIONI
0
55.831.362
0
0
0
0
0
0
55.831.362
0
1.856.191.871
924.176.904
0
872.193.709
0
304.177
3.685.719
55.831.362
0
161
ENIPOWER
BILANCIO 2004
STATO PATRIMONIALE
(amounts in euro)
Production
Sales
Remaining
operative
31.12.2004
activities
activities
activities
functions
raw, subsidiary materials and
consumables
7,254,248
2,199,220
5,055,028
sundry materials
2,157,920
738,431
1,419,489
130,006,204
99,901,366
29,487,570
57,386,093
53,616,233
Current assets
Shared services
a-d
e-k
300,557
316,711
Not
attributable
Elisions
- Inventories:
- Accounts receivable:
from clients:
- receivable within one year
from subsidiaries
56,460,913
2,247,230
1,522,630
-56,460,913
from affiliated companies:
0
from parent companies:
10,856,343
7,721,639
3,119,827
14,877
8,886,545
2,850,017
4,988,775
- receivable after one year
38,019,378
3,022
16,750
254,566,731
167,029,928
56,460,913
46,334,669
0
0
0
0
0
from others:
Total
450,898
596,855
188,651 37,810,955
954,983 40,247,151
0 -56,460,913
- Financial assets which are
not fixed assets:
- Other securities
0
Total
0
0
0
0
0
- Cash and bank:
- Deposits with banks, post offices and
group financing companies
85,888,968
Total
85,888,968
0
0
0
0
340,455,699
167,029,928
56,460,913
46,334,669
0
20,003,361
18,900,893
0
9,120
0
2,216,650,931 1,110,107,725
56,460,913
918,537,498
0
TOTAL CURRENT ASSETS
Accrued income and prepaid expenses
TOTAL ASSETS
85,888,968
162
ENIPOWER
BALANCE SHEET 2004
BALANCE SHEET
0
0
954,983 40,247,151
87,601
1,005,747
85,888,968
0
85,888,968 -56,460,913
0
0
1,346,761 44,938,617 141,720,330 -56,460,913
(in euro)
31.12.2004
Attività di
produzione
materie prime, sussidiarie
e di consumo
7.254.248
2.199.220
5.055.028
materiali diversi
2.157.920
738.431
1.419.489
130.006.204
99.901.366
29.487.570
57.386.093
53.616.233
Attivo circolante
Attività di
vendita
Attività
residue
Funzioni
operative
condivise
Servizi comuni
a-d
e-k
Non
attribuibili
elisioni
- Rimanenze:
- Crediti:
verso clienti:
- importi esigibili entro
l'esercizio successivo
300.557
316.711
verso imprese controllate:
56.460.913
2.247.230
1.522.630
-56.460.913
verso imprese collegate:
0
verso imprese controllanti:
10.856.343
7.721.639
3.119.827
14.877
8.886.545
2.850.017
4.988.775
450.898
596.855
- importi esigibili oltre
38.019.378
3.022
16.750
188.651
37.810.955
254.566.731
167.029.928
56.460.913
46.334.669
0
0
0
0
0
verso altri:
Totale
954.983 40.247.151
0 -56.460.913
- Attività finanziarie
che non costituiscono immobilizzazioni
- Altri titoli
0
Totale
0
0
0
0
0
- Disponibilità liquide:
- Depositi bancari, postali e presso
imprese finanziarie di Gruppo
85.888.968
Totale
85.888.968
0
0
0
0
340.455.699
167.029.928
56.460.913
46.334.669
0
20.003.361
18.900.893
0
9.120
0
87.601
2.216.650.931 1.110.107.725
56.460.913
918.537.498
0
1.346.761
TOTALE ATTIVO CIRCOLANTE
Ratei e risconti
TOTALE ATTIVO
85.888.968
0
85.888.968
0
954.983 40.247.151 85.888.968 -56.460.913
1.005.747
0
0
44.938.617 141.720.330 -56.460.913
163
ENIPOWER
BILANCIO 2004
STATO PATRIMONIALE
(amounts in euro)
LIABILITIES
31.12.2004
Production
activities
Sales
activities
Remaining
activities
operative
functions
Shared services
a-d
e-k
Not
attributable
elisions
Shareholders' equity:
- Shar capital
589,697,850
- Legal reserve
- Other reserves
589,697,850
9,870,037
9,870,037
356,855,700
356,855,700
Retained earnings
0
- Year's profit
29,799,507
Total
29,799,507
986,223,094
0
0
0
0
0
0
986,223,094
0
28,800,375
21,523,010
0
6,628,904
0
132,362
516,099
0
0
5,599,348
1,623,025
0
2,431,096
0
962,982
582,245
0
0
Provision for employees'
leaving indemnities
Accounts payable:
to banks:
- due within one year
39,345
39,345
to other financing creditors
- due after one year
14,009
14,009
850,000,000
850,000,000
advances
1,680
1,680
to suppliers:
222,380,469
- due after one year
78,462,120
142,108,727
605,130
148,624
1,204,492
148,624
to subsidiaries:
533,024
161,117
31,667
340,240
111,285,549
90,956,202
16,123,202
592,722
3,613,423
3,765,569
228,082
282,635
64,479
3,190,373
1,687,136
512,717
740,455
433,964
to parent companies
tax payables:
to social security institutions:
other payables
Total
4,115,884
796,717
1,788,784
713,740
1,193,971,289
171,116,955
0
160,103,329
0
3,975,623
8,722,028
850,053,354
0
2,056,825
0
0
0
0
0
0
2,056,825
0
2,216,650,931
194,262,990
0
169,163,329
0
5,070,967
9,820,372 1,838,333,273
0
Accrued expenses
and deferred income
TOTAL LIABILITIES
164
ENIPOWER
BALANCE SHEET 2004
BALANCE SHEET
816,643
(in euro)
PASSIVO
31.12.2004
Attività di
produzione
Attività di
vendita
Attività
residue
Funzioni
operative
condivise
Servizi comuni
a-d
e-k
Non
attribuibili
elisioni
Patrimonio netto:
- Capitale
- Riserva legale
- Altre riserve
- Utili portati a nuovo
- Utile dell'esercizio
Totale
Fondi per rischi ed oneri
di lavoro subordinato
589.697.850
589.697.850
9.870.037
9.870.037
356.855.700
356.855.700
0
29.799.507
29.799.507
986.223.094
0
0
0
0
0
0
986.223.094
0
28.800.375
21.523.010
0
6.628.904
0
132.362
516.099
0
0
5.599.348
1.623.025
0
2.431.096
0
962.982
582.245
0
0
Debiti:
debiti verso banche:
39.345
39.345
14.009
14.009
debiti verso altri finanziatori:
acconti
850.000.000
850.000.000
1.680
1.680
debiti verso fornitori:
222.380.469
148.624
78.462.120
142.108.727
605.130
1.204.492
148.624
debiti verso imprese controllate:
533.024
161.117
31.667
340.240
111.285.549
90.956.202
16.123.202
592.722
3.613.423
3.765.569
228.082
282.635
64.479
3.190.373
1.687.136
512.717
740.455
433.964
debiti verso imprese controllanti:
debiti tributari:
debiti verso istituti di previdenza
e di sicurezza sociale:
altri debiti
Totale
Ratei e risconti
TOTALE PASSIVO
4.115.884
796.717
1.788.784
713.740
1.193.971.289
171.116.955
0
160.103.329
816.643
0
3.975.623
8.722.028
850.053.354
0
2.056.825
0
0
0
0
0
0
2.056.825
0
2.216.650.931
194.262.990
0
169.163.329
0
5.070.967
9.820.372 1.838.333.273
0
165
ENIPOWER
BILANCIO 2004
STATO PATRIMONIALE
profit and loss account
(table to be attached to the sole accounts)
(amounts in euro)
31.12.2004
Production
activities
Sales
activities
Remaining
activities
904,268,627
682,613,627
346,233,014
221,655,000
25,630,334
6,162,496
operative
functions
Shared services
a-d
e-k
Not
attributable
elisions
Value of production
revenue from sales
and services
own work capitalised
other revenue and income:
- other revenue and income 8,797,266
Total
938,696,227
-346,233,014
19,467,838
4,417,538
6,423,700
1,845,382
693,193,661
352,656,714
242,968,220
-491,002,127 -346,233,014
0
25,760
2,508,586
-6,423,700
25,760
2,508,586
0 -352,656,714
346,233,014
Cost of production:
raw, subsidiary materials,
consumables and goods -660,165,162
services
use of third party assets
-169,131,937
-26,635
-4,463
-84,039,234
-49,949,983
-22,592,310
-5,513,844
-5,983,097
-7,175,732
-3,023,649
-2,980,272
-116,516
-1,055,295
personnel:
salaries and wages
-23,278,914
-9,148,655
-10,307,453
-2,269,337
-1,553,469
social charges
-7,485,742
-2,895,337
-3,415,144
-696,567
-478,694
leaving indemnities
-1,552,771
-615,985
-653,276
-168,381
-115,129
-308,274
-101,020
-50,194
-115,081
-41,979
-1,937,839
-629,565
-188,765
-331,304
-788,205
-54,870,204
-42,774,148
-11,921,123
-174,933
-639,979
-520,599
-113,125
-473
-6,011,365
-6,123,608
112,243
other costs
amortisation, depreciation
and write-downs:
amortization of
intangible
fixed assets
depreciation
of tangible
fixed assets
write-down of credits
included in assets
current assets and cash
and bank
-5,782
changes in inventories
of raw materials
subsidiary materials,
consumables and goods
accruals for risks
other accruals
sundry operating costs
Total
-981,847
-597,000
-243,082
-22,545,441
-18,782,130
-3,763,311
-2,028,406
-873,020,910
Difference between value
and cost of production
65,675,317
166
ENIPOWER
BALANCE SHEET 2004
PROFIT AND LOSS ACCOUNT
-1,095,111
-627,258,917 -346,233,014
65,934,744
6,423,700
-141,765
-742,631
-7,000
-183,664
-225,990,380
0 -9,420,071
-10,351,542
0
346,233,014
16,977,840
0 -9,394,311
-7,842,956
0
-6,423,700
conto economico
(prospetto da allegare al bilancio civilistico)
(in euro)
31.12.2004
Attività di
produzione
Attività di
vendita
Attività
residue
682.613.627 346.233.014
221.655.000
Funzioni
operative
condivise
Servizi comuni
a-d
e-k
Non
attribuibili
Elisioni
Valore della produzione
Ricavi delle vendite
e delle prestazioni
904.268.627
Incrementi
di immobilizzazione
per lavori interni
25.630.334
Altri ricavi e proventi:
- altri ricavi e proventi
Totale
8.797.266
6.162.496
4.417.538
-346.233.014
19.467.838
6.423.700
1.845.382
938.696.227
693.193.661 352.656.714
242.968.220
-660.165.162
-491.002.127 -346.233.014
0
25.760
2.508.586
-6.423.700
25.760
2.508.586
0 -352.656.714
346.233.014
Costi della produzione:
per materie prime,
sussidiarie, diconsumo
e di merci
per servizi
per godimento
di beni di terzi
-169.131.937
-26.635
-4.463
-84.039.234
-49.949.983
-22.592.310
-5.513.844
-5.983.097
-7.175.732
-3.023.649
-2.980.272
-116.516
-1.055.295
per il personale:
salari e stipendi
-23.278.914
-9.148.655
-10.307.453
-2.269.337
-1.553.469
oneri sociali
-7.485.742
-2.895.337
-3.415.144
-696.567
-478.694
trattamento
di fine rapporto
-1.552.771
-615.985
-653.276
-168.381
-115.129
-308.274
-101.020
-50.194
-115.081
-41.979
ammortamento delle
immobilizzazioni
immateriali
-1.937.839
-629.565
-188.765
-331.304
-788.205
ammortamento delle
immobilizzazioni
materiali
-54.870.204
-42.774.148
-11.921.123
-174.933
-639.979
-520.599
-113.125
-473
variazioni delle rimanenze
di materie prime, sussidiarie,
di consumo e merci
-6.011.365
-6.123.608
112.243
Accantonamenti per rischi
-981.847
-597.000
-243.082
-22.545.441
-18.782.130
-3.763.311
-2.028.406
-1.095.111
-742.631
altri costi
ammortamenti
e svalutazioni:
svalutazione dei crediti
compresi nell’attivo
circolante e
delle disponibilità liquide
Altri accantonamenti
Oneri diversi di gestione
Totale
Differenza tra valore
e costi di produzione
-873.020.910
65.675.317
-627.258.917 -346.233.014
65.934.744
6.423.700
-225.990.380
16.977.840
-5.782
-141.765
-7.000
-183.664
0 -9.420.071 -10.351.542
0 346.233.014
0 -9.394.311
0
-7.842.956
167
ENIPOWER
BILANCIO 2004
CONTO ECONOMICO
-6.423.700
31.12.2004
(amounts in euro)
Production
activities
Sales
activities
Remaining
activities
operative
functions
Shared services
a-d
e-k
Not
attributable
elisions
Financial income and expenses
Income from shareholdings:
- subsidiaries
0
- affiliated companies
3,200,000
3,200,000
1,800
1,800
- others
other financial income
- credits entered in current
assets which are not
shareholdings
- from others
income other than the above:
- from subsidiaries
0
- from others
2,779,947
2,779,947
-26,778,977
-26,778,977
-78,362
-78,362
interest and
other financial expense:
- from subsidiaries
- from others
profits and losses
on exchange rates
Total income
and financial expense
-20,875,592
0
0
0
0
0
0 -20,875,592
0
Adjsutments to the value
of financial assets
write-downs:
- of shareholdings
-78,318
Total adjustments
-78,318
-78,318
0
0
0
0
0
0
-78,318
0
Income
- other income
6,310,250
6,310,250
-300
-300
-2,904,263
-2,904,263
Charges:
- previous years' taxes
- other charges
3,405,687
0
0
0
pre-tax profit (loss)
48,127,094
65,934,744
6,423,700
16,977,840
Income tax for the year
-18,327,587
0
0
0
Net profit
29,799,507
65,934,744
6,423,700
16,977,840
168
ENIPOWER
BALANCE SHEET 2004
PROFIT AND LOSS ACCOUNT
0
0
3,405,687
0
-7,842,956 -17,548,223
-6,423,700
0
-18,327,587
0
0 -9,394,311
-7,842,956 -35,875,810
-6,423,700
0 -9,394,311
0
0
(in euro)
31.12.2004
Attività di
produzione
Attività di
vendita
Attività
residue
Funzioni
operative
condivise
Servizi comuni
a-d
e-k
Non
attribuibili
Elisioni
Proventi e oneri finanziari
Proventi da partecipazioni:
- da imprese controllate
0
- da imprese collegate
3.200.000
3.200.000
1.800
1.800
- da altri
- da crediti iscritti nell'attivo
circolante che non costit.part.
- da altri
proventi diversi
dai precedenti:
- da altri
0
2.779.947
2.779.947
-26.778.977
-26.778.977
-78.362
-78.362
interessi ed altri
oneri finanziari:
- da altri
utili e perdite su cambi
Totale proventi
ed oneri finanziari
-20.875.592
0
0
0
0
0
0 -20.875.592
0
Rettifiche di valore
di attività finanziarie
svalutazioni:
di partecipazioni
Totale delle rettifiche
-78.318
-78.318
-78.318
0
0
0
0
0
0
-78.318
0
Proventi
- altri proventi
6.310.250
6.310.250
-300
-300
-2.904.263
-2.904.263
Oneri:
- imposte relative
ad esercizi precedenti
- altri oneri
Totale delle
partite straordinarie
3.405.687
0
0
0
Risultato prima
delle imposte
48.127.094
65.934.744
6.423.700
16.977.840
Imposte sul
reddito dell’esercizio
-18.327.587
0
0
0
Utile dell’esercizio
29.799.507
65.934.744
6.423.700
16.977.840
0
0
3.405.687
0
-7.842.956 -17.548.223
-6.423.700
0
-18.327.587
0
0 -9.394.311
-7.842.956 -35.875.810
-6.423.700
0 -9.394.311
0
0
169
ENIPOWER
BILANCIO 2004
CONTO ECONOMICO
proposal for the allocation of the result for the year
The profit and loss account of 2004 records a profit for the year of Euro 29,799,507.28 which we propose to appropriate
as follows:
■ 1,489,975.36 Euro to the legal reserve (5%);
■ 23,125,405.88 Euro as dividend for an amount of Euro 0.02 per share. In virtue of the tax reform which became effective
on 1 January 2004, there is no tax credit on the dividend.
■ 5,184,126.04 Euro to the free reserve.
For the Board of Directors
The Chairman
(Mr. Giovanni Locanto)
170
ENIPOWER
BALANCE SHEET 2004
PROPOSAL FOR THE ALLOCATION
OF THE RESULT FOR THE YEAR
proposta di attribuzione del risultato di esercizio
Il conto economico del 2004 presenta l'utile d'esercizio di 29.799.507,28 euro, che si propone di attribuire come segue:
■ 1.489.975,36 euro alla riserva legale il 5%;
■ 23.125.405,88 euro quale dividendo in ragione di 0,02 euro per azione. Per effetto della riforma fiscale entrata in vigore
il 1° gennaio 2004, all'intero dividendo non compete il credito d'imposta;
■ 5.184.126,04 euro alla riserva disponibile.
Per il Consiglio di Amministrazione
Il Presidente
(Dott. Giovanni Locanto)
171
ENIPOWER
BILANCIO 2004
PROPOSTA DI ATTRIBUZIONE
DEL RISULTATO DI ESERCIZIO
EniPower S.p.A. Board of Auditors Report to the
Shareholders' Meeting pursuant to article 2429 of the
Italian Civil Code
To the Shareholders
In the meeting of 21 April 2004 the Shareholders appointed the company PriceWaterhouseCoopers S.p.A. independent
auditors.
During the year ending on 31 December 2004 we carried out the supervisory activities envisaged by law and in accordance
with the code of ethics for Boards of Auditors recommended by the Consigli Professionali dei Dottori Commercialisti e
dei Ragionieri (Italian Professional Councils of Chartered Accountants).
In particular:
■ we checked compliance with law, with the company by-laws and with the principles of correct administration;
■ we took part in the Shareholders' Meeting and in 11 Board of Directors' Meetings, held in accordance with the company
by-laws, law provisions and regulations governing said meetings and we can reasonably say that the resolutions passed
comply with law and with the company by-laws and that they are not manifestly imprudent, risky or such as to
compromise the integrity of the company's assets. Potential conflicts of interest were correctly declared;
■
we met 14 times and received from the Chairman information about the general trend of operations and about their
foreseeable evolution as well as information about major transactions, as regards entity and nature, performed by the
company and its subsidiaries and we can reasonably say that the actions performed comply with law and with the
company by-laws and that they are not manifestly imprudent, risky or in potential conflict of interest or in contrast
with the resolutions passed by the Shareholders' Meetings or such as to compromise the integrity of the company's
assets;
■
we had 3 meetings with the independent auditors and no data or information came to light worthy of mention in this
report;
■
we had meetings with the auditors of the subsidiaries and no data or information came to light worthy of mention in
this report;
■
we received information and supervised the adequacy of the company's organisational set-up, also by obtaining
information from company managers;
■
we assessed and supervised the adequacy of the administrative and accounting system as well as the capacity of said
to correctly represent the operational items, by obtaining information from company managers, managers of Sofid
S.p.A. (company appointed to fulfil book-keeping and tax-related obligations), the independent auditors and by
examining company documents. Following our recommendation, the administrative and Internal Auditing structures
were reinforced and the “small current expenses” procedure was adjusted;
■
no notifications as per article 2408 of the Italian Civil Code were received;
■
during the year an opinion was given on the appointment of the independent auditors of the financial statements for
the 2004-2006 three year period and on the changes to the company by-laws in accordance with Legislative Decree
6/2003;
■
during our supervisory activities and following the writ of summons received by the Company in July 2004, we
examined the procedures adopted by the Company, requested and obtained information from top management, from
the managers of the first level structures, from Sofid and from PriceWaterhouseCoopers; we met the Board of Auditors
of the parent company and we supervised the implementation of the resolutions passed by the Board of Directors and
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ENIPOWER
BALANCE SHEET 2004
STATUTORY AUDITORS’ REPORT
relazione del collegio sindacale di EniPower S.p.A.
all’assemblea degli azionisti ai sensi dell’art. 2429 c.c.
Signori azionisti,
Vi ricordiamo che l'Assemblea del 21 aprile 2004 ha conferito l'incarico del controllo contabile alla Società di Revisione
PriceWaterhouseCoopers S.p.A.
Nel corso dell'esercizio chiuso al 31 dicembre 2004 abbiamo svolto l'attività di vigilanza prevista dalla legge secondo le
norme di comportamento del Collegio Sindacale raccomandate dai Consigli Professionali dei Dottori Commercialisti e
dei Ragionieri.
In particolare:
■ abbiamo vigilato sull'osservanza della legge e dell'atto costitutivo e nel rispetto dei principi di corretta
amministrazione;
■
abbiamo partecipato all'Assemblea dei Soci e a numero 11 adunanze del Consiglio di Amministrazione, svoltesi nel
rispetto delle norme statutarie, legislative e regolamentari che ne disciplinano il funzionamento e per le quali
possiamo ragionevolmente assicurare che le azioni deliberate sono conformi alla legge ed allo statuto sociale e non
sono manifestamente imprudenti, azzardate, o tali da compromettere l'integrità del patrimonio sociale. I potenziali
conflitti di interesse sono stati correttamente dichiarati;
■
ci siamo riuniti numero 14 volte e abbiamo ottenuto dal Presidente informazioni sul generale andamento della
gestione e sulla sua prevedibile evoluzione nonché sulle operazioni di maggiore rilievo, per le loro dimensioni o
caratteristiche, effettuate dalla società e dalle sue controllate e possiamo ragionevolmente assicurare che le azioni
poste in essere, sono conformi alla legge ed allo statuto sociale e non sono manifestamente imprudenti, azzardate, in
potenziale conflitto di interesse o in contrasto con le delibere assunte dall'assemblea dei soci o tali da compromettere
l'integrità del patrimonio sociale;
■
abbiamo tenuto numero 3 riunioni con il soggetto incaricato del controllo contabile e non sono emersi dati ed
informazioni rilevanti che debbano essere evidenziati nella presente relazione;
■
abbiamo tenuto numero due riunioni con i Sindaci delle società controllate e non sono emersi dati ed informazioni
rilevanti che debbano essere evidenziati nella presente relazione;
■
abbiamo acquisito conoscenza e vigilato sull'adeguatezza dell'assetto organizzativo della società, anche tramite la
raccolta di informazioni dai responsabili delle funzioni;
■
abbiamo valutato e vigilato sull'adeguatezza del sistema amministrativo e contabile, nonché sull'affidabilità di
quest'ultimo a rappresentare correttamente i fatti di gestione, mediante l'ottenimento di informazioni dai
responsabili delle funzioni, dai responsabili della Sofid S.p.A. (società incaricata della tenuta della contabilità e degli
adempimenti fiscali), dal soggetto incaricato del controllo contabile e abbiamo esaminato i relativi documenti
aziendali. Anche a seguito della nostra sollecitazione sono state potenziate le strutture amministrativa e di Internal
Auditing ed è stata adeguata la procedura sulle “piccole spese correnti”;
■
non sono pervenute denunce ex art. 2408 c.c.;
■
nel corso dell'esercizio sono stati rilasciati il parere sulla proposta di incarico della revisione contabile del bilancio
d'esercizio per il triennio 2004-2006 e sulle modifiche statutarie ai sensi del D.Lgs 6/2003;
■
nel corso della attività di vigilanza e a seguito della informazione di garanzia pervenuta alla Società nel luglio 2004,
abbiamo esaminato le procedure adottate dalla Società, chiesto ed ottenuto informazioni dall'alta direzione, dai
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BILANCIO 2004
RELAZIONE COLLEGIO SINDACALE
in particular the resolutions regarding the control system and organisational implementation, also pursuant to
Legislative Decree 231/2001, and we took note of the results of the audits set up by the Board of Directors.
We examined the financial statements for the year ending on 31 December 2004 and we note:
■
the analytical control of the contents of the financial statements not being within our remit, we supervised their
general preparation and their overall compliance with law as regards their formation and lay-out;
■
we checked compliance with law as regards the preparation of the report on operations; on the basis of the information
in our possession, in the preparation of the financial statements the Directors have not departed from law provisions
as per article 2423, clause 4 of the Italian Civil Code;
■
we checked the correspondence of the financial statements with the facts and information in our possession as a result
of carrying out our duties.
Considering also the results of the activities carried out by the independent auditors as illustrated in the report of 4 April
2005 attached to these financial statements, we invite the Shareholders to approve the financial statements at 31
December 2004 as drawn up by the Directors.
San Donato Milanese 04/04/2005
THE BOARD OF AUDITORS
Chairman Roberto Aguiari
Statutory Auditor Lorenzo Riva
Statutory Auditor Giulio Gamba
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BALANCE SHEET 2004
STATUTORY AUDITORS’ REPORT
responsabili delle strutture di primo livello, dalla Sofid e dalla PricewaterhouseCoopers; abbiamo incontrato il
Collegio Sindacale della controllante e abbiamo vigilato sulla attuazione delle delibere del Consiglio di
Amministrazione e in particolare sui sistemi di controllo e sulla implementazione organizzativa, anche ai sensi del
D.Lgs 231/2001, e abbiamo preso atto delle risultanze delle verifiche disposte dal Consiglio di Amministrazione.
Abbiamo esaminato il bilancio d'esercizio chiuso al 31 dicembre 2004, in merito al quale riferiamo quanto segue:
■
non essendo a noi demandato il controllo analitico di merito sul contenuto del bilancio, abbiamo vigilato
sull'impostazione generale data allo stesso, sulla sua generale conformità alla legge con riguardo alla sua formazione
e struttura;
■
abbiamo verificato l'osservanza delle norme di legge inerenti la predisposizione della relazione sulla gestione; per
quanto a nostra conoscenza, gli Amministratori, nella redazione del bilancio, non hanno derogato alle norme di legge
ai sensi dell'art. 2423, comma quattro, c.c.;
■
abbiamo verificato la rispondenza del bilancio ai fatti ed alle informazioni di cui abbiamo conoscenza a seguito
dell'espletamento dei nostri doveri.
Considerando anche le risultanze dell'attività svolta dall'organo di controllo contabile, risultanze contenute
nell'apposita relazione del 4 aprile 2005 accompagnatoria del bilancio medesimo, proponiamo all'Assemblea di
approvare il bilancio d'esercizio chiuso il 31 dicembre 2004, così come redatto dagli Amministratori.
San Donato Milanese 04/04/2005
IL COLLEGIO SINDACALE
Prof. Roberto Aguiari
Rag. Lorenzo Riva
Dott. Giulio Gamba
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ENIPOWER
BILANCIO 2003
RELAZIONE COLLEGIO SINDACALE
independent auditors’
report
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ENIPOWER
BALANCE SHEET 2004
INDIPENDENT AUDITORS’ REPORT
relazione della società
di revisione
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ENIPOWER
BILANCIO 2004
RELAZIONE SOCIETA’ DI REVISIONE
178
ENIPOWER
BALANCE SHEET 2004
INDIPENDENT AUDITORS’ REPORT
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ENIPOWER
BILANCIO 2004
RELAZIONE SOCIETA’ DI REVISIONE
call of shareholders' meeting
The shareholders are invited to take part in the Ordinary Meeting of EniPower
S.p.A. which will be held on 21 April 2005, at 10.00 a.m. in first call, in San Donato
Milanese, Piazza Vanoni 1, c/o the ENI S.p.A. offices and, if necessary, on 20 May
2005 at the same time and place, in second call, to pass resolution on the
following:
Agenda
Ordinary part
Financial Statements at 31 December 2004, Report on Operations, Board
of Directors' Report and the Independent Auditors' Report. Related and
ensuing resolutions.
Appointment of the Statutory Auditors and of the Chairman of the Board
of Statutory Auditors for the years 2005, 2006 and 2007 and
determination of the fees due to the statutory auditors and to the
Chairman of the Board of Statutory Auditors.
The Chairman
Mr. Giovanni Locanto
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BALANCE SHEET 2004
CALL OF SHAREHOLDERS’ MEETING
avviso di convocazione di assemblea
I Signori azionisti sono invitati a partecipare all'Assemblea Ordinaria della
EniPower S.p.A. che si terrà il giorno 21 aprile 2005, alle ore 11.00, in prima
convocazione, in San Donato Milanese, Piazza Vanoni, 1, c/o gli Uffici ENI S.p.A.,
e, occorrendo, per il giorno 20 maggio 2005, stessi ora e luogo, in seconda
convocazione, per deliberare sul seguente:
Ordine del giorno
Parte ordinaria
Bilancio d'esercizio al 31 dicembre 2004, Relazione degli Amministratori,
del Collegio Sindacale e della Società di Revisione. Delibere relative e
conseguenti..
Nomina dei Sindaci e del Presidente del Collegio Sindacale per gli esercizi 2005,
2006 e 2007 e determinazione della retribuzione spettante ai sindaci effettivi e
al Presidente del collegio Sindacale.
Il Presidente
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BILANCIO 2004
AVVISO CONVOCAZIONE DI ASSEMBLEA
resolutions of the shareholders' meeting
In the year two thousand and five, on the 21st day of the month of April, at 11.00 a.m., in the registered
offices of the company in San Donato Milanese, Piazza Vanoni 1, the ordinary shareholders' meeting of
EniPower S.p.A., sole shareholder company subject to management and coordination by Eni S.p.A. was
held in first call and passed the following resolutions:
Ordinary part
to approve the financial statements at 31 December 2004 which register a profit of Euro 29,799,507.28
to be allocated as follows:
1,489,975.36 Euro to the legal reserve (5%);
23,125,405.88 Euro as dividend for an amount of Euro 0.02 per share. In virtue of the tax reform
which became effective on 1° January 2004, there is no tax credit on the dividend.
5,184,126.04 Euro to the free reserve.
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BALANCE SHEET 2004
RESOLUTIONS OF THE
SHAREHOLDERS' MEETING
deliberazioni dell’ assemblea
L'anno duemilacinque, il giorno 21 aprile alle ore 11.00 presso la sede legale
della società in San Donato Milanese, Piazza Vanoni 1, ha avuto luogo in
prima convocazione l'Assemblea Ordinaria degli Azionisti della EniPower
S.p.A., Società con socio unico e soggetta all'attività di direzione
coordinamento dell'Eni S.p.A., che ha deliberato quanto segue:
Parte ordinaria
di approvare il bilancio al 31 dicembre 2004 che chiude con l'utile di euro
29.799.507,28 che viene attribuito come segue:
1.489.975,36 euro alla riserva legale il 5%;
23.125.405,88 euro quale dividendo in ragione di 0,02 euro per azione.
Per effetto della riforma fiscale entrata in vigore il 1° gennaio 2004,
all'intero dividendo non compete il credito d'imposta;
5.184.126,04 euro alla riserva disponibile.
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BILANCIO 2004
DELIBERAZIONI DELL'ASSEMBLEA
Società per Azioni
Capitale sociale al 31 Dicembre 2004 interamente versato 589.697.850 euro
Iscritta al Registro Imprese R.E.A. Milano n. 1600596
Codice fiscale e Partita IVA n. 12958270154
Progetto grafico: Fausta Orecchio/Orecchio acerbo
Illustrazione di copertina: Lorenzo Mattotti
Controllo redazionale: EniPower - Milano
Stampa: Artigianelli S.p.A.
Stampato su carta ecologica: Fedrigoni Symbol Freelife Satin e Freelife Vellum
Impaginazione: Space Design - Milano

Financial Statements at the year Bilancio

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