Relazione Finanziaria Annuale al 31 dicembre 2015

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Relazione Finanziaria
Annuale
al 31 dicembre 2015
Indice
Relazione sulla gestione....................................................................... 5
Enel Green Power .......................................................................................................... 6
La struttura del Gruppo .................................................................................................. 7
Organi sociali ................................................................................................................ 8
Sintesi dei risultati del Gruppo ....................................................................................... 11
Sintesi dei risultati della Capogruppo ..............................................................................21
Fatti di rilievo del 2015 .................................................................................................25
Scenario di riferimento ..................................................................................................34
Il contesto economico energetico nel 2015 ......................................................................37
I mercati dell’energia elettrica ........................................................................................ 40
Come operiamo ............................................................................................................74
Sintesi della gestione e andamento economico e finanziario del Gruppo ............................. 123
Sintesi della gestione e andamento economico-finanziario della Capogruppo ...................... 134
Prospetto di raccordo tra patrimonio netto e risultato di Enel Green Power SpA e i
corrispondenti dati consolidati ...................................................................................... 140
Analisi degli indicatori di sostenibilità ............................................................................ 141
Risultati economici e patrimoniali per area di attività....................................................... 157
>
Europa e Nord Africa .............................................................................. 159
>
America Latina ...................................................................................... 167
>
Nord America ........................................................................................ 174
>
Africa Sub-Sahariana e Asia .................................................................... 177
Principali rischi e incertezze ......................................................................................... 181
Prevedibile evoluzione della gestione ............................................................................ 183
Disciplina delle società controllate sottoposte all’attività di direzione e coordinamento di altra
società ...................................................................................................................... 185
Informativa sulle parti correlate ................................................................................... 185
Altre informazioni ....................................................................................................... 188
Bilancio consolidato ......................................................................... 189
Prospetti contabili consolidati ....................................................................................... 190
Note di commento ...................................................................................................... 196
Attestazione dell’Amministratore Delegato e del Dirigente preposto
alla redazione dei documenti contabili societari ............................... 308
Bilancio di esercizio ......................................................................... 310
Prospetti contabili ....................................................................................................... 311
Disciplina delle società controllate estere extra UE .......................................................... 183
Note di commento ...................................................................................................... 317
Attestazione dell’Amministratore Delegato e del Dirigente preposto
alla redazione dei documenti contabili societari ............................... 379
Corporate Governance ..................................................................... 381
Allegati ............................................................................................ 383
Imprese e partecipazioni rilevanti del Gruppo Enel Green Power al 31 dicembre 2015 ......... 384
Relazione sulla gestione
Enel Green Power
Enel Green Power, nata nel dicembre 2008, è la società del Gruppo Enel dedicata allo sviluppo e alla
gestione delle attività di generazione di energia da fonti rinnovabili.
Con 713 impianti in esercizio, 31 autorizzati e 37 in costruzione in 16 Paesi tra Europa, Africa, America e
Asia, è tra i principali operatori a livello internazionale del settore.
Il Gruppo conta 4.309 persone, una capacità installata di 10.470 MW e una produzione annua di oltre 33
Twh generati principalmente da acqua, sole, vento, calore della terra e biomassa in grado di evitare ogni
anno più di 22 milioni di tonnellate di emissioni di CO2 in atmosfera.
Grazie a 9 miliardi di euro di investimenti destinati alla crescita, Enel Green Power ha l’obiettivo di
incrementare la potenza attualmente installata di oltre 7,7 GW entro il 2019, ottimizzando il mix delle
Relazione Finanziaria Annuale al 31 Dicembre 2015 – Relazione sulla Gestione
6
tecnologie in ogni Paese.
La struttura del Gruppo 1
Corporate
Enel Green Power SpA
Europa e Nord Africa
America Latina
Enel Green Power Romania
Enel Brasil Participações
Nord America
Enel Green Power
Africa Sub-Sahariana
e Asia
Enel Green Power RSA
North America
Enel Green Power
Enel Green Power Bulgaria
Enel Green Power Latin
North America
BLP Energy Private
Development
Enel Green Power Hellas
America
Enel Green Power España
Enel Green Power
Enel Green Power Turkey Enerji
Yatirimlari Anonim Sirketi
3Sun
Enel Green Power
2
Guatemala
Enel Green Power Egypt
Altre minori Italia
Costa Rica
3
Enel Green Power Mexico
Enel Green Power Panama
Enel Green Power El
Salvador
Enel Green Power
Colombia
Enel Green Power Perù
1
A far data dal 22 ottobre 2015 il Gruppo ha adottato la seguente struttura organizzativa:
>
Europa e Nord Africa, che comprende il Nord Africa, oltre alle country precedentemente incluse nell’Area Europa
>
America Latina
>
Nord America
>
Africa Sub-Sahariana e Asia che include India e Sud Africa, precedentemente incluse nell’area Europa.
Si segnala che nella presente Relazione Finanziaria Annuale l’informativa per settore relativa all’anno 2014, inclusa ai fini comparativi, è
stata conseguentemente riesposta per tenere conto della nuova struttura organizzativa.
2
Consolidata integralmente a far data dal 6 marzo 2015.
3
Enel Green Power CAI Agroenergy, Enel Green Power Calabria, Enel Green Power Finale Emilia, Enel Green Power Partecipazioni
Speciali, Enel Green Power Puglia, Enel Green Power San Gillio, Enel Green Power Strambino Solar, Energia Eolica, Maicor Wind,
Taranto Solar, Enel Green Power Solar Energy, Powercrop (Joint Venture), EGP Villoresi, Marte, Ultor.
7
Enel Green Power Uruguay
Organi sociali
Consiglio di
Amministrazione
Presidente
Amministratore delegato
Alberto De Paoli
Francesco Venturini
Consiglieri
Luca Anderlini
Carlo Angelici
Ludovica Maria Vittoria Parodi Borgia
Giovanni Battista Lombardo
Giovanni Pietro Malagnino
Paola Muratorio
Francesca Romana Napolitano
Luciana Tarozzi
Collegio Sindacale
Presidente
Sindaci effettivi
Franco Fontana
Giuseppe Ascoli
Maria Rosaria Leccese
Sindaci supplenti
Pietro La China
Alessio Temperini
Anna Rosa Adiutori
Reconta Ernst & Young SpA
8
Società di
Revisione
Assetto dei poteri
Assemblea degli azionisti
L’Assemblea ordinaria degli azionisti delibera in merito alla nomina del Consiglio di Amministrazione e del
Collegio Sindacale della Società, nonché della società incaricata della revisione legale dei conti;
l’Assemblea ordinaria degli azionisti, inoltre, approva il bilancio e la distribuzione dei dividendi.
L’Assemblea straordinaria degli azionisti delibera sulle modificazioni dello statuto sociale e su ogni altra
materia attribuita dalla legge alla sua competenza.
Consiglio di Amministrazione
Il Consiglio di Amministrazione è investito dei più ampi poteri per l’amministrazione ordinaria e
straordinaria della Società. In particolare, definisce gli obiettivi strategici della Società e del Gruppo Enel
Green Power ed esamina e approva il Piano Industriale; oltre alle funzioni di indirizzo strategico, il
Consiglio di Amministrazione ha il compito di verificare l’esistenza dei controlli necessari per monitorare
l’andamento di Enel Green Power e del Gruppo nel suo insieme. Il Consiglio di Amministrazione di Enel
4
Green Power in carica dal 24 aprile 2013 è composto da 10 Consiglieri (6 uomini e 4 donne) , di cui 6
indipendenti.
Il Presidente del Consiglio di Amministrazione ha per Statuto e per legge i poteri per quanto concerne il
funzionamento dell’Assemblea e del Consiglio di Amministrazione, nonché la legale rappresentanza della
Società e la firma sociale. Verifica, inoltre, l’attuazione delle deliberazioni del Consiglio di
Amministrazione.
L’Amministratore Delegato ha per Statuto la legale rappresentanza della Società e la firma sociale e, in
base alle vigenti deliberazioni consiliari, ha tutti i poteri per l’amministrazione della Società, ad eccezione
di quelli diversamente attribuiti dalla legge, dallo Statuto o dalle deliberazioni del Consiglio di
Amministrazione.
Il Consiglio di Amministrazione ha costituito al proprio interno tre comitati con funzioni istruttorie,
consultive e propositive su alcune materie di particolare delicatezza, anche in quanto fonte di possibili
conflitti di interesse. Tutti i comitati sono composti esclusivamente da consiglieri indipendenti. In
particolare:
-
il Comitato Controllo e Rischi ha il compito di supportare, con un’adeguata attività istruttoria, le
valutazioni e le decisioni del Consiglio di Amministrazione relative al sistema di controllo interno e di
-
il Comitato per le Nomine e le Remunerazioni ha il compito di assistere il Consiglio di Amministrazione
con funzioni istruttorie, di natura propositiva e consultiva, nelle valutazioni e decisioni relative alla
dimensione e composizione del Consiglio stesso, nonché alla remunerazione degli Amministratori e
dei Dirigenti con responsabilità strategiche;
-
il Comitato Parti Correlate ha il compito di formulare appositi pareri sull’interesse della Società al
compimento di operazioni con parti correlate, esprimendo un giudizio in merito alla convenienza e alla
correttezza sostanziale delle relative condizioni.
4
Sino al 6 maggio 2015, data in cui Andrea Brentan ha rassegnato le proprie dimissioni dalla carica di Consigliere di Enel Green Power
S.p.A., il Consiglio di Amministrazione della Società era composto da 10 consiglieri (7 uomini e 3 donne).
9
gestione dei rischi, nonché quelle relative all’approvazione delle relazioni finanziarie periodiche;
Collegio Sindacale
Il Collegio Sindacale vigila, tra l’altro, sul rispetto della legge e dello statuto sociale di Enel Green Power,
sull’adeguatezza della struttura organizzativa, del sistema di controllo interno e del sistema
amministrativo-contabile della Società, nonché sul processo di informativa finanziaria, sulla revisione
legale dei conti e sull’indipendenza della società di revisione legale. Il Collegio Sindacale partecipa inoltre
alle sedute del Consiglio di Amministrazione e presenta una relazione annuale all’Assemblea degli
10
azionisti.
Sintesi dei risultati del Gruppo
Dati operativi consolidati
Numero di impianti operativi
al 31.12.2015
al 31.12.2014
2015-2014
398
398
-
37
37
-
Eolica
206
205
1
Solare
66
90
(24)
6
5
1
713
735
(22)
542
582
(40)
67
54
13
100
98
2
4
1
3
Idroelettrica
Geotermica
Biomassa
Totale
di cui:
- Europa e Nord Africa
- America Latina
- Nord America
- Africa Sub-Sahariana e Asia
Capacità installata netta (MW)
al 31.12.2015
al 31.12.2014
2015-2014
al 31.12.2013
2.625
2.624
1
2.624
833
833
-
795
Eolica
6.575
5.697
878
5.085
Solare
399
433
(34)
249
37
Idroelettrica
Geotermica
Cogenerazione
Biomassa
Totale
-
-
-
38
39
(1)
23
10.470
9.626
844
8.813
La capacità installata netta del Gruppo al 31 dicembre 2015 è pari a 10.470 MW con un incremento di
844 MW (8,8%) rispetto al 31 dicembre 2014.
Al netto dei 126 MW di capacità installata netta relativi agli impianti eolici ceduti in Portogallo e del
conferimento nella nuova Joint Venture del solare in Italia (102 MW), la capacità installata netta risulta
al
31.12.2015 al 31.12.2014
2015-2014
Capacità installata media (MW)
al
31.12.2015 al 31.12.2014
2015-2014
5.615
5.835
(220)
5.958
5.947
11
America Latina
2.167
1.698
469
1.842
1.189
653
Nord America
2.506
2.083
423
2.181
1.909
272
Africa Sub-Sahariana e Asia
Totale
182
10
172
58
-
58
10.470
9.626
844
10.039
9.045
994
11
incrementata, rispetto alla fine del 2014, di 1.072 MW (11,1%).
La crescita registrata deriva sostanzialmente dall’entrata in esercizio di impianti eolici in America Latina
(431 MW) ed in Nord America (424 MW), parzialmente compensata dal decremento registrato in Europa
(220 MW), principalmente legato agli effetti della cessione della capacità eolica in Portogallo e del
conferimento nella nuova joint venture del solare in Italia.
Produzione netta di energia (TWh)
Idroelettrica
Geotermica
2015
2014
2015-2014
10,4
11,5
(1,1)
6,2
5,9
0,3
Eolica
16,1
13,9
2,2
Solare
0,7
0,4
0,3
Biomassa
Totale
0,2
0,1
0,1
33,6
31,8
1,8
La produzione di energia elettrica del Gruppo del 2015 è pari a 33,6 TWh, in incremento di 1,8 TWh
Produzione netta di energia (TWh)
2015
2014
2015-2014
2013
19,4
20,7
(1,3)
20,1
America Latina
6,7
4,4
2,3
3,8
Nord America
7,4
6,7
0,7
5,4
0,1
-
0,1
-
33,6
31,8
1,8
29,3
Totale
12
(5,7%) rispetto al 2014.
La produzione di energia elettrica è pari a 19,4 TWh nell’area Europa e Nord Africa (-6,3% rispetto al
2014), 6,7 TWh nell’area America Latina (52,3% rispetto al 2014) e 7,4 TWh nell’area Nord America
(10,4% rispetto al 2014).
In particolare, l’incremento registrato nel 2015 deriva sostanzialmente dall’incremento della produzione
eolica conseguente alla maggiore capacità installata in America Latina (+1,7 TWh) e in Nord America
(+0,8 TWh), effetto parzialmente compensato dalla cessione degli impianti in Francia avvenuta a fine
2014 (-0,3 TWh). Il decremento della produzione idroelettrica è invece riconducibile alle peggiorate
condizioni di idraulicità in Italia (-1,2 TWh) e in Guatemala (-0,1 TWh) che hanno più che compensato la
maggiore produzione nella Repubblica di Panama (+0,5 TWh). Si registra inoltre un aumento della
produzione geotermica in Italia (+0,3 TWh) e solare in Cile (+0,2 TWh) per effetto della maggiore
capacità installata.
Load factor per tecnologia (%)
2015
Idroelettrica
45,2%
49,8%
Geotermica
85,1%
84,9%
Eolica
30,2%
29,9%
Solare
16,7%
15,6%
Biomassa
57,3%
54,9%
Il Load factor medio del 2015 (ossia il rapporto tra la produzione effettiva e quella teorica disponibile) è
pari al 38,2% (40,1% nel 2014), a causa del peggioramento dell’indice idroelettrico in Italia, per la
minore idraulicità nel 2015 rispetto al 2014, parzialmente mitigato dal miglioramento della risorsa in
Panama. L’indice eolico, nonostante l’entrata in esercizio di nuovi impianti in America Latina, registra un
marginale aumento rispetto al 2014 principalmente legato al peggioramento della risorsa in Iberia e in
Nord America e alla cessione della capacità eolica in Francia ed in Portogallo.
13
2014
Le tabelle che seguono riportano la ripartizione degli impianti “in costruzione” e “autorizzati” per
tecnologia e area geografica:
Impianti in costruzione
MW
Numero di impianti
al
al
2015-2014 31.12.2015
31.12.2014
al
31.12.2015
al
31.12.2014
Idroelettrica
163
152
11
17
4
13
Eolica
(2)
20152014
660
623
37
8
10
Geotermica
38
-
38
1
-
1
Biomassa
15
21
(6)
2
5
(3)
886
180
706
9
5
4
1.762
976
786
37
24
13
34
41
(7)
16
7
9
1.215
586
629
15
14
1
-
200
(200)
-
1
(1)
513
149
364
6
2
4
Solare
Totale
di cui:
America Latina
Nord America
I principali impianti in costruzione si riferiscono:
>
al settore solare in Sud Africa (4 progetti per un totale di 314 MW), in Cile (Carrera Pinto 77 MW,
Pampa Norte 79 MW, Finis Terrae 160 MW) e in Brasile (Ituverava 254 MW);
>
al settore eolico in Sud Africa (Nojoli 88 MW e Gibson Bay 111 MW), in Cile (Sierra Gorda 112
MW, Renaico 88 MW e Los Buenos Aires 24 MW), in Messico (Vientos del Altiplano 100 MW e Palo
Alto 129 MW);
>
al settore geotermico in Cile (Cerro Pabellon 38 MW);
>
al settore idroelettrico in Brasile (Apiacas 102 MW) e in Costa Rica (Chucas 50 MW);
>
al settore biomassa in Italia (Finale Emilia 15 MW).
Impianti autorizzati
Idroelettrica
Eolica
Biomassa
Solare
Totale
MW
al
31.12.2014
Numero di impianti
al
al
2015-2014 31.12.2015
31.12.2014
20152014
-
8
(8)
-
12
(12)
1.319
325
994
15
5
10
7
2
-
2
7
-
595
512
83
9
7
2
1.916
845
1.071
31
24
7
di cui:
156
8
148
14
12
2
America Latina
947
399
548
11
7
4
Nord America
108
74
34
1
1
-
705
364
341
5
4
1
I principali impianti autorizzati si riferiscono prevalentemente:
>
al settore solare in Brasile (Horizonte MP 103 MW, Lapa 158 MW, Nova Olinda 292 MW);
>
al settore eolico in Brasile (Delfina 180 MW e Morro do Chapeu 172 MW), in Sud Africa (5 progetti
da 705 MW) e in Grecia (Kafireas 154 MW).
14
al
31.12.2015
Al 31 dicembre 2015, il Gruppo disponeva di una gross pipeline pari a 18,9 GW (di cui 12,2 GW rientranti
nella categoria “potential”, 5,5 GW “likely” e 1,2 GW “highly confident”) di cui 3,9 GW in Europa, 3,5 GW
in Nord America e 11,5 GW nei mercati emergenti.
La tabella che segue indica la ripartizione della pipeline del Gruppo al 31 dicembre 2015, suddivisa per
tecnologia e per COD (Commercial Operation Date).
Gross Pipeline (GW)
al 31.12.2015
Idroelettrica
Geotermica
0,4
0,5
Eolica
13,6
Solare
4,3
Biomassa
Totale
0,1
18,9
≤ 2017
4,9
> 2017
12,3
> 2019
1,7
15
Anno di entrata in esercizio
Dati economici consolidati
Milioni di euro
2015
2014
Ricavi totali, incluso effetto contratti su commodity valutati al fair value
2.986
2.996
(10)
Margine operativo lordo
1.826
1.942
(116)
785
1.021
(236)
264
440
(176)
166
359
(193)
0,03
0,07
(0,04)
Utile operativo
Utile dell'esercizio del Gruppo e di terzi
(*)
Utile dell'esercizio del Gruppo
Utile netto del Gruppo per azione in essere alla fine dell'esercizio
2015 - 2014
(*) di cui "Risultato delle discontinued operations" negativo per 4 milioni di euro nel 2014.
2015
2014
Margine
operativo
lordo
Utile
operativo
Margine
operativo
lordo
Utile
operativo
1.862
1.105
365
2.126
1.465
731
America Latina
650
364
249
538
202
142
Nord America
532
352
168
394
276
149
14
5
3
3
(1)
(1)
(72)
-
-
(65)
-
-
2.986
1.826
785
2.996
1.942
1.021
-
-
-
-
(4)
(4)
2.986
1.826
785
2.996
1.938
1.017
Milioni di euro
Ricavi
Elisioni e rettifiche
Totale continuing operations
Retail
TOTALE
(*)
Ricavi
(*)
I “Ricavi totali, incluso effetto gestione contratti su commodity valutati al fair value”, pari a 2.986 milioni
di euro, evidenziano un decremento di 10 milioni di euro rispetto al 2014 (-0,3%) per l’effetto combinato
del decremento degli altri ricavi e proventi di 57 milioni di euro (pari a 360 milioni di euro nel 2014) e
dell’incremento di 47 milioni di euro dei ricavi per vendita di energia elettrica (pari a 2.636 milioni di euro
nel 2014), tenuto conto dell’effetto cambi positivo di 154 milioni di euro.
L’incremento dei ricavi per vendita di energia elettrica, comprensivi degli incentivi, è da attribuire
all’aumento dei ricavi in Nord America (106 milioni di euro) ed in America Latina (101 milioni di euro) per
effetto della maggiore capacità installata, parzialmente compensato dai minori ricavi registrati in Europa
(162 milioni di euro), principalmente in Italia (169 milioni di euro), per la minore disponibilità della
risorsa idroelettrica, e tenuto anche conto degli effetti della cessione di Enel Green Power France (31
milioni di euro), avvenuta nel mese di dicembre 2014.
Gli altri ricavi del 2015 (pari a 303 milioni di euro) registrano un decremento di 57 milioni di euro rispetto
al 2014.
16
(*) Ricavi totali, incluso effetto gestione contratti su commodity valutati al fair value
Gli altri ricavi del 2015 accolgono gli effetti registrati nell’area Europa e Nord Africa conseguenti
all’acquisizione del controllo di 3Sun (pari a 117 milioni di euro) oltre all’iscrizione del relativo indennizzo
previsto dall’accordo con STM (pari a 12 milioni di euro), alla plusvalenza relativa alla vendita del
Portogallo (inclusiva degli effetti del consolidamento di alcuni progetti del portafoglio del consorzio
ENEOP) (29 milioni di euro). Gli altri ricavi dell’area Africa Sub-Sahariana e Asia includono gli effetti del
completamento del processo di Purchase Price Allocation relativo all’acquisizione di progetti Sud Africani
(12 milioni di euro).
Si evidenzia che gli altri ricavi del 2014 si riferiscono principalmente agli effetti derivanti dalla cessione di
alcune partecipazioni (in La Geo per 123 milioni di euro ed in Enel Green Power France per 31 milioni di
euro) oltre all’iscrizione dell’indennizzo previsto nell’accordo con Sharp sull’”off take” della produzione
della fabbrica 3Sun (95 milioni di euro).
Il “Margine operativo lordo”, pari a 1.826 milioni di euro, presenta un decremento di 116 milioni di euro
rispetto al 2014 (-6,0%), inclusivo dell’effetto cambi positivo per 102 milioni di euro, ed è stato realizzato
principalmente in Europa e Nord Africa (360 milioni di euro) parzialmente compensato dall’incremento in
America Latina (162 milioni di euro) e Nord America (76 milioni di euro).
L’area Europa e Nord Africa ha registrato un margine operativo lordo pari a 1.105 milioni di euro, in
decremento di 360 milioni di euro rispetto al 2014 (pari a 1.465 milioni di euro). La variazione riflette
l’andamento dei ricavi sopra descritto ed accoglie i maggiori oneri per effetto della formalizzazione di
alcuni accordi per l’uscita anticipata del personale in Italia (48 milioni di euro) e l’incremento dei costi
operativi principalmente per l’acquisizione del controllo di 3Sun (29 milioni di euro).
L’area America Latina ha registrato un margine operativo lordo pari a 364 milioni di euro, in incremento
di 162 milioni di euro rispetto all’esercizio precedente (202 milioni di euro nel 2014), tenuto conto
dell’effetto cambi positivo di 44 milioni di euro, per effetto dell’aumento dei ricavi (pari a 112 milioni di
euro) e del decremento dei costi operativi connessi all’acquisto di energia (pari a 119 milioni di euro)
principalmente in Panama e Brasile, parzialmente compensati dall’incremento dei costi operativi connessi
alla maggiore capacità installata in Brasile, Cile e Messico (pari a 63 milioni di euro).
L’area Nord America ha registrato un margine operativo lordo pari a 352 milioni di euro, in incremento di
positivo per 58 milioni di euro, per effetto principalmente dell’incremento dei ricavi (138 milioni di euro),
parzialmente compensato dall’incremento dei costi del personale e operativi connessi principalmente alla
maggiore capacità installata.
L’area Africa Sub-Sahariana e Asia ha registrato un margine operativo lordo pari a 5 milioni di euro, con
un incremento di 6 milioni di euro rispetto al 2014 (negativo per 1 milione di euro) e riflette l’andamento
dei ricavi, in aumento di 11 milioni di euro, e l’incremento dei costi operativi del Sud Africa (4 milioni di
euro).
L’”Utile operativo” è pari a 785 milioni di euro, in decremento di 236 milioni di euro (-23,1%) rispetto al
2014. Il citato decremento del margine operativo lordo risente inoltre della crescita degli ammortamenti e
impairment (pari a 120 milioni di euro), in linea con la maggiore capacità installata in America Latina (51
milioni di euro) e in Nord America (27 milioni di euro).
La voce tiene conto nel 2015 degli adeguamenti di valore di alcuni progetti in Nord America (33 milioni di
euro) e di 3SUN (46 milioni di euro), delle svalutazioni di taluni crediti in Europa (16 milioni di euro)
17
76 milioni di euro rispetto all’esercizio precedente (276 milioni di euro), tenuto conto di un effetto cambi
nonché della perdita di valore di 155 milioni di euro registrata sugli asset detenuti in Romania, tenuto
conto del perdurare delle incertezze nel quadro regolatorio e delle condizioni di mercato del paese. Si
evidenzia inoltre che nel 2014 la voce accoglieva la svalutazione rilevata sulle attività nette di EGP Hellas
L’”Utile dell’esercizio del Gruppo e di terzi” è pari a 264 milioni di euro, con un decremento di 176 milioni
di euro (-40,0%) rispetto ai 440 milioni di euro del 2014 (inclusivo del risultato delle discontinued
operations negativo per 4 milioni di euro). Le imposte dell’esercizio sono pari a 184 milioni di euro con
un’incidenza sul risultato ante imposte del 41,1% a fronte di un’incidenza del 37,3% nel 2014, attribuibile
principalmente all’effetto dell’adeguamento delle imposte differite in Italia a seguito della applicazione
della Legge di stabilità 2016 che ha comportato la riduzione dell’aliquota IRES dal 27,5% al 24% con
decorrenza dal 2017, già recepita al 31 dicembre 2015.
L’”Utile dell’esercizio del Gruppo” è pari a 166 milioni di euro, con un decremento di 193 milioni di euro (53,8%) rispetto ai 359 milioni di euro del 2014. L’utile dell’esercizio risente del maggiore contributo delle
18
società con interessenze di terzi.
Dati patrimoniali e finanziari consolidati
Milioni di euro
Capitale investito netto
2015
2014
2015 - 2014
16.509
14.967
1.542
Indebitamento finanziario netto
6.879
6.038
841
Patrimonio netto (incluso quote di terzi)
Patrimonio netto del Gruppo per azione in essere alla fine
dell'esercizio
9.630
8.929
701
1,59
1,57
0,02
Flusso di cassa da attività operativa
1.293
1.033
260
Investimenti operativi
2.462
1.629
833
Il Capitale investito netto, pari a 16.509 milioni di euro (14.967 milioni di euro al 31 dicembre 2014),
presenta un incremento di 1.542 milioni di euro dovuto principalmente alla variazione delle Attività
immobilizzate nette (pari a 1.802 milioni di euro) e del Capitale circolante netto (pari a 218 milioni di
euro).
Le “Attività immobilizzate nette”, pari a 17.583 milioni di euro (15.781 milioni di euro al 31 dicembre
2014), si movimentano sostanzialmente per gli investimenti operativi dell’esercizio (2.462 milioni di
euro), per l’effetto cambi positivo (355 milioni di euro), per la variazione del perimetro di consolidamento
relativo all’acquisizione del controllo nella società 3Sun e di alcune società in India (266 milioni di euro),
per gli oneri finanziari capitalizzati (80 milioni di euro), effetti parzialmente compensati dagli
ammortamenti e impairment (1.041 milioni di euro).
Il “Capitale circolante netto”, negativo per 460 milioni di euro (negativo per 242 milioni di euro al 31
dicembre 2014), si movimenta principalmente per l’aumento dei debiti commerciali (pari a 380 milioni di
euro), effetto parzialmente compensato dall’aumento dei crediti tributari netti (pari a 222 milioni di euro).
L’Indebitamento finanziario netto, pari a 6.879 milioni di euro, presenta un incremento di 841 milioni di
euro rispetto al 31 dicembre 2014. Al 31 dicembre 2015, l’incidenza dell’indebitamento finanziario netto
sul patrimonio netto complessivo, il cosiddetto rapporto debt to equity, si attesta a 0,71 (0,68 al 31
Gli investimenti operativi del 2015 sono pari a 2.462 milioni di euro, in incremento di 833 milioni di euro
rispetto al 2014. Tale variazione si riferisce principalmente al settore solare (397 milioni di euro), al
settore eolico (244 milioni di euro) e all'idroelettrico (128 milioni di euro).
19
dicembre 2014).
Dati di sostenibilità
L’adozione di un modello di sostenibilità basato sul Creating Shared Value (CSV) ha l’obiettivo di
implementare la strategia del Gruppo considerando allo stesso tempo gli obiettivi di business e i bisogni
degli stakeholder. Tale approccio implica un “modo di fare impresa” integrato, orientato a rafforzare tutte
le forme di capitale (finanziario, produttivo, intellettuale, umano, naturale, sociale-relazionale) che sono
in grado di sostenere il funzionamento dell’azienda e garantire la creazione di valore condiviso con gli
stakeholder.
Capitale finanziario
3.011 milioni € 184 milioni €
785 milioni €
Ricavi
Contributo fiscale (imposte)
Utile operativo
10.470 MW
33,6 TWh
35,2%
Capacità installata
Energia elettrica
prodotta annualmente
Acquisti green 5
19
39
12,06 milioni €
Partnership di
innovazione
Progetti lanciati e gestiti
dalla Funzione
Innovazione
Investimenti in
Innovazione
161 mila ore
39,7 anni
+23,5%
Formazione
Età media
Donne in organico dal
2014 al 2015
22,4 milioni t
79%
38,9 mila mc
Emissioni di CO2 evitate
Rifiuti recuperati
Prelievi idrici nel
processo produttivo
Capitale produttivo
Capitale intellettuale
Capitale naturale
Capitale sociale - relazionale
4,1 milioni €
205 mila
168
Investimento in progetti
di sostenibilità
Beneficiari dei progetti
Progetti di Sostenibilità
5
L’indicatore si riferisce all’aggiudicato e contrattualizzato “Green” per il perimetro Italia.
20
Capitale umano
Sintesi dei risultati della Capogruppo
Dati operativi della Capogruppo
2015
2014
2015-2014
2015
2014
2015-2014
1.514
1.512
2
279
279
-
Geotermica
761
761
-
34
34
-
Eolica
609
610
(1)
28
28
-
Solare
24
91
(67)
14
31
(17)
5
-
5
3
-
3
2.913
2.974
(61)
358
372
(14)
Idroelettrica
Biomassa
Totale
La capacità installata netta al 31 dicembre 2015 è pari a 2.913 MW ed evidenzia un decremento di 61 MW
rispetto al 31 dicembre 2014 (-2,1%). Il decremento è attribuibile principalmente al conferimento di
parte degli asset solari ad Altomonte Srl, nell’ambito della ristrutturazione del portafoglio fotovoltaico,
come di seguito descritto in “Fatti di rilievo del 2015”. Tale decremento è parzialmente compensato da un
incremento della capacità installata netta degli impianti biomassa (5 MW) per l’entrata in esercizio degli
impianti di Cornia 2 e San Nicola da Crissa e da un aumento della capacità installata netta degli impianti
idroelettrici (2 MW) per l’entrata in esercizio degli impianti Città di Macerata, Lama dei Peligni, Carassai,
La produzione di energia elettrica complessiva del 2015 è stata pari a 12,8 TWh, con un decremento di
1,1 TWh (-7,7%).
21
Villa Potenza e Somma Lombarda.
Capacità installata media
(MW)
Produzione di energia (GWh)
2015
2014
2015-2014
2015
2014
Idroelettrica
5.973
7.197
(1.224)
1.513
1.512
1
Geotermica
5.808
5.548
260
761
730
31
Eolica
912
1.010
(98)
609
609
-
Solare
89
112
(23)
74
91
(17)
Biomassa
Totale
2015-2014
12
-
12
2
-
2
12.794
13.867
(1.073)
2.959
2.942
17
Il decremento della produzione di energia rispetto all’esercizio precedente deriva principalmente dal citato
conferimento del ramo di azienda costituito da asset solari che ha comportato una riduzione di energia
prodotto pari a 23 GWh e dalla minore produzione idroelettrica (1.224 GWh) ed eolica (98 GWh) per la
minore disponibilità della risorsa. Tale decremento è parzialmente compensato dalla maggiore produzione
geotermica (+260 GWh) grazie all’entrata in esercizio dell’impianto di Bagnore 4, avvenuta a dicembre
Il load factor medio (ossia il rapporto tra la produzione annua netta e la produzione teorica ottenibile in
un anno per un totale di 8.760 ore rapportata ai MW nominali) è pari al 49,3% (53,8% nel 2014). Il
decremento del load factor medio rispetto al 2014 deriva principalmente dalla minore idraulicità del 2015.
Load factor medio (%)
2015
2014
Idroelettrica
45,1
54,3
Geotermica
87,1
86,8
Eolica
17,1
18,9
Solare
13,7
14,0
Biomassa
54,7
-
22
2014, e biomassa (+12 GWh).
Dati economici patrimoniali e finanziari della Capogruppo
Dati economici
Di seguito si espongono i dati economici, patrimoniali e finanziari al 31 dicembre 2015 confrontati con i
corrispondenti valori dell’esercizio 2014.
Milioni di euro
Ricavi totali, incluso effetto gestione contratti su commodity
valutati al fair value
2015
2014
2015-2014
1.241
1.553
(312)
560
1.070
(510)
Utile operativo
273
769
(496)
92
431
(339)
Utile dell’esercizio
*
*Di cui “Risultato delle discontinued operations” pari a (4) milioni di euro nel 2014
di euro (1.553 milioni di euro nel 2014), registrano un decremento di 312 milioni di euro (20,1%) a
fronte della diminuzione di 178 milioni di euro dei ricavi da vendita energia, incluso effetto gestione
contratti su commodity valutati al fair value, e da certificati verdi (complessivamente pari a 1.001 milioni
di euro nel 2015 e 1.179 milioni di euro nel 2014) e della riduzione di 134 milioni di euro degli Altri ricavi
(pari a 240 milioni di euro nel 2015 e 374 milioni di euro nel 2014).
Gli Altri ricavi e proventi sono complessivamente pari a 240 milioni di euro nel 2015 (374 milioni di euro
nel 2014) e si riferiscono sostanzialmente ai ricavi per la vendita dei pannelli fotovoltaici per 104 milioni
di euro. Il decremento, pari a 134 milioni di euro, è dovuto alla rilevazione nel 2014 della plusvalenza
relativa alla cessione della partecipazione in LaGeo Sa de CV (148 milioni di euro) e dell’indennizzo
previsto nell’accordo con Sharp sull’”off take” della produzione della fabbrica 3Sun Srl (95 milioni di
euro).
La riduzione dei ricavi connessi alla vendita di energia riflette un decremento dei ricavi da certificati verdi e
da altre forme di incentivo (55 milioni di euro), una riduzione dei ricavi da vendita di energia (33 milioni di
euro) per la minore produzione nonché il decremento dei proventi netti da contratti su commodity valutati al
Il “Margine operativo lordo” si attesta a 560 milioni di euro, registrando un decremento di 510 milioni di
euro rispetto all’esercizio precedente (1.070 milioni di euro nel 2014) a fronte del citato decremento dei
ricavi di 312 milioni di euro e di un incremento dei costi per 198 milioni di euro, derivanti in particolare
dai maggiori costi per servizi, materiali e altri costi operativi (153 milioni di euro) e dai maggiori oneri del
personale (41 milioni di euro) riferiti principalmente alla formalizzazione di alcuni accordi per l’uscita
anticipata del personale in Italia.
L’”Utile operativo”, pari a 273 milioni di euro, registra un decremento di 496 milioni di euro rispetto
all’esercizio precedente (769 milioni di euro nel 2014) a fronte del citato decremento del margine
operativo lordo parzialmente compensato dalla riduzione degli ammortamenti e perdite di valore per 14
milioni di euro (pari a 287 milioni di euro nel 2015 e 301 milioni di euro nel 2014) derivante
principalmente dagli effetti delle svalutazioni effettuate nell’esercizio 2014.
L’esercizio 2015 chiude con un “Utile dell’esercizio” pari a 92 milioni di euro, in decremento di 339 milioni
di euro rispetto all’esercizio precedente (431 milioni di euro nel 2014, comprensivo del risultato delle
discontinued operations negativo per 4 milioni di euro).
23
fair value (90 milioni di euro).
Il decremento dell’utile operativo è stato infatti parzialmente compensato dalle minori imposte per 157
milioni di euro.
Dati patrimoniali e finanziari
Milioni di euro
al 31.12.2015
al 31.12.2014
2015-2014
10.346
9.640
706
3.528
2.742
786
Patrimonio netto
6.818
6.898
(80)
333
413
(80)
Investimenti
265
295
(30)
Il "Capitale investito netto”, pari a 10.346 milioni di euro (9.640 milioni di euro al 31 dicembre 2014), si
incremento di 706 milioni di euro principalmente per l’incremento delle Attività immobilizzate nette (717
milioni di euro), e dall‘incremento del Capitale circolante netto (43 milioni di euro). L’incremento delle
Attività immobilizzate nette è sostanzialmente riconducibile all’incremento del valore delle partecipazioni
(865 milioni di euro), per effetto principalmente delle ripatrimonializzazioni di Enel Green Power
International BV e di 3Sun Srl, effetto parzialmente compensati dal decremento degli immobili, impianti e
macchinari (171 milioni di euro) per effetto principalmente della cessione degli asset fotovoltici da Enel
Green Power Spa ad Altomonte Srl, nell’ambito della ristrutturazione del portafoglio fotovoltaico, come
descritto in “Fatti di rilievo del 2015”.
La variazione del Capitale Circolante Netto è riferibile principalmente all’incremento dei crediti tributari
netti (140 milioni di euro) e dei crediti commerciali (55 milioni di euro), effetti parzialmente compensati
dalla riduzione delle altre attività correnti nette (65 milioni di euro) e delle rimanenze (56 milioni di euro).
L’“Indebitamento finanziario netto”, pari a 3.528 milioni di euro (2.742 milioni di euro al 31 dicembre
2014), evidenzia un incremento di 786 milioni di euro rispetto all’esercizio precedente per effetto
principalmente del decremento delle altre attività finanziarie correnti (778 milioni di euro) e
dell’incremento dei finanziamenti a breve termine (181 milioni di euro), effetti parzialmente compensati
Il “Patrimonio Netto”, pari a 6.818 milioni di euro (6.898 milioni di euro al 31 dicembre 2014), è
composto dal capitale sociale (1.000 milioni di euro), dalla riserva legale (200 milioni di euro), dalle altre
riserve (4.430 milioni di euro), nonché dagli utili portati a nuovo (1.095 milioni di euro) e dall’utile
rilevato nell’esercizio (92 milioni di euro). La variazione rispetto all’esercizio precedente riflette
principalmente la rilevazione dell’utile dell’esercizio e la distribuzione dei dividendi a valere sull’esercizio
2014 (160 milioni di euro).
Il “Flusso di cassa da attività operativa” è stato pari a 333 milioni di euro, in decremento di 80 milioni di
euro rispetto al 2014 (413 milioni di euro). Tale variazione risente del maggiore fabbisogno connesso alla
variazione del capitale circolante netto nei due esercizi a confronto.
Gli “Investimenti” del 2015 sono pari a 265 milioni di euro, in decremento di 30 milioni di euro rispetto
all’esercizio precedente e si riferiscono principalmente alla realizzazione e al rifacimento di alcuni
impianti idroelettrici.
24
dal decremento delle altre attività finanziarie non correnti (127 milioni di euro).
Fatti di rilievo del 2015 6
Enel Green Power avvia i lavori per la costruzione dell’impianto eolico EsperanÇa in Brasile
2 marzo – Enel Green Power ha avviato i lavori per la costruzione dell’impianto eolico Esperança, ultimo
modulo del complesso denominato Serra Azul, a nord di Bahia, nel nordest del Brasile.
Con una capacità installata totale di 118 MW, Serra Azul, una volta in esercizio, sarà in grado di generare
fino a oltre 500 GWh all’anno, equivalenti al fabbisogno di consumo di circa 320 mila famiglie brasiliane,
evitando così l’emissione in atmosfera di quasi 53 mila tonnellate di CO2.
L’energia prodotta dal complesso eolico sarà venduta attraverso contratti di fornitura prevalentemente al
mercato regolato. La realizzazione del complesso eolico ha richiesto un investimento complessivo di circa
220 milioni di dollari USA, parzialmente coperto da un finanziamento di IFC (International Finance
Corporation), membro del World Bank Group, e da un finanziamento di Itaù Unibanco SA, correlati alla
costruzione di parchi eolici nel nordest del Brasile.
Entrata in esercizio di un nuovo impianto eolico in Messico
4 marzo – Enel Green Power ha completato e allacciato alla rete il nuovo parco eolico di Sureste I-Phase
II in Messico, nello stato di Oaxaca.
L’impianto, composto da 34 turbine eoliche da 3 MW ciascuna, per una capacità installata totale di 102
MW, è in grado di generare circa 390 GWh all’anno.
Enel Green Power si è aggiudicata il diritto a costruire Sureste I-Phase II in una gara pubblica per
External Energy Producers indetta dalla Comisión Federal de Electricidad (CFE). Al progetto è associato
un contratto d’acquisto ventennale dell’energia prodotta dall’impianto (PPA). La realizzazione del parco
eolico ha richiesto un investimento complessivo di quasi 160 milioni di dollari statunitensi.
Nel mese di giugno 2013, Enel Green Power, attraverso Enel Green Power Mexico S. de R.L. de C.V. ha
stipulato con il gruppo finanziario BBVA Bancomer un contratto di finanziamento per 100 milioni di dollari
statunitensi. Parte di questo finanziamento è stato destinato alla realizzazione del nuovo impianto che è
detenuto da Energías Renovables La Mata, S.A.P.I. de C.V., società controllata da Enel Green Power
Mexico S. de R.L. de C.V.
Enel Green Power firma con KfW IPEX-Bank un finanziamento da 160 milioni di euro per
l'eolico in Sudafrica
Ltd (“EGP RSA”), ha concluso un contratto di finanziamento per un totale di 2.100 milioni di rand
sudafricani (equivalenti a circa 160 milioni di euro) con KfW IPEX-Bank, quest’ultima come lender, unico
lead arranger e agent, con la parziale copertura assicurativa della Export Credit Agency tedesca Euler
Hermes. Il contratto di finanziamento, assistito da una parent company guarantee rilasciata da Enel
Green Power, è il primo erogato da KfW IPEX-Bank al Gruppo Enel Green Power e prevede la disponibilità
da parte di EGP RSA di due distinte linee di finanziamento di durata pari, rispettivamente, a 7 e 17 anni,
nonché un tasso di interesse in linea con il benchmark di mercato. Il finanziamento è correlato
all’investimento nel parco eolico di Gibson Bay, situato nella provincia di Eastern Cape, Sudafrica.
L’impianto sarà composto da 37 turbine da 3 MW ciascuna, per una capacità installata totale di 111 MW,
in grado di generare circa 420 GWh all’anno.
6
Si segnala che la data di riferimento è relativa alla data del comunicato stampa.
25
30 marzo - Enel Green Power, attraverso la società interamente controllata Enel Green Power RSA (Pty)
Enel Green Power cede a GE Energy Financial Services il 49% di una newco in Nord America
con un accordo di partnership
31 marzo - Enel Green Power, attraverso la sua controllata Enel Green Power North America, Inc.
(“EGPNA”), ha sottoscritto un accordo con l’unità di General Electric, GE Energy Financial Services, per la
vendita di una quota del 49% della newco, EGPNA Renewable Energy Partners, LLC (“EGPNA REP”), per
un valore complessivo di circa 440 milioni di dollari statunitensi, soggetto ad alcuni aggiustamenti di
prezzo, come normalmente avviene in transazioni di questa natura. EGPNA continuerà a possedere il
51% della partnership e continuerà ad essere responsabile della gestione quotidiana degli asset di EGPNA
REP, dal punto di vista amministrativo, operativo e della manutenzione.
EGPNA REP è proprietaria di un parco impianti di generazione da 560 MW con un mix di fonti che
comprende l’eolico, il geotermico, l’idrico e il solare, già operanti, e di un impianto eolico da 200 MW in
costruzione, tutti situati in Nord America.
Nell’ambito della newco, GE Energy Financial Services riceve, oltre alla quota di minoranza, un diritto di
prelazione, per un periodo iniziale di tre anni, a investire in asset operativi sviluppati da EGPNA a partire
dal suo portafoglio di progetti e in altri asset operativi messi in vendita da EGPNA. L’ammontare associato
agli impianti operativi è stato pagato a chiusura dell’operazione. La chiusura della transazione relativa
all’impianto in costruzione era prevista al momento dell’entrata in esercizio, avvenuta nel terzo trimestre
2015. Enel Green Power ha fornito delle parent company guarantees per le obbligazioni della controllata
nordamericana derivanti dal presente accordo, come d’uso in questo tipo di operazioni.
Enel Green Power si aggiudica 425 MW di energia eolica in una gara pubblica in Sud Africa
13 aprile – Enel Green Power si è aggiudicata il diritto di concludere dei contratti per la fornitura di
energia con l’utility sudafricana Eskom per 425 MW di progetti eolici nella quarta fase della gara del
REIPPPP (Renewable Energy Independent Power Producer Procurement Programme) per le energie
rinnovabili, promossa dal Governo Sudafricano. In linea con le regole del programma REIPPPP, Enel
Green Power ha partecipato alla gara attraverso delle società veicolo, detenendone una quota di
maggioranza, in partnership con importanti player locali. I tre progetti eolici Oyster Bay (142 MW), Nxuba
(141 MW) e Karusa (142 MW) saranno realizzati nella province di Eastern Cape e di Northern Cape, in
aree che offrono una notevole disponibilità di risorsa eolica. I progetti Oyster Bay e Nxuba saranno
completati ed entreranno in esercizio nel 2017, mentre quello di Karusa nel 2018. Non appena in
esercizio, i tre progetti, che richiedono un investimento complessivo di circa 500 milioni di euro, saranno
energia del Paese, in modo sostenibile per l’ambiente.
Enel Green Power avvia i lavori per la costruzione di un nuovo impianto eolico in Sud Africa
14 aprile - Enel Green Power ha annunciato l’avvio dei lavori per la costruzione del nuovo impianto eolico
di Gibson Bay, nella provincia di Eastern Cape, in Sud Africa.
Con una capacità installata totale di 111 MW, il nuovo parco eolico, detenuto da Gibson Bay Wind Farm
(RF) Proprietary Limited, società controllata da Enel Green Power RSA Proprietary Limited (EGP RSA),
sarà in grado di generare, una volta in esercizio, circa 420 GWh all’anno, equivalenti al fabbisogno di
consumo annuale di quasi 131 mila famiglie sudafricane, evitando così l’emissione in atmosfera di più di
383 mila tonnellate di CO2 all’anno.
La realizzazione dell’impianto, la cui entrata in esercizio è prevista nel primo semestre del 2017, richiede
un investimento complessivo di circa 190 milioni di euro, in linea con gli obiettivi di crescita del piano
industriale di Enel Green Power.
Nel mese di marzo 2015, EGP RSA ha firmato un contratto di finanziamento per un totale di 2.100 milioni
di rand sudafricani (equivalenti a circa 160 milioni di euro), per finanziare l’investimento nel parco eolico
26
in grado di generare circa 1.560 GWh all’anno, dando un importante contributo alla crescente domanda di
di Gibson Bay, con KfW IPEX-Bank, quest’ultima in qualità di lender, unico lead arranger e agent, con la
parziale copertura assicurativa della Export Credit Agency tedesca Euler Hermes.
L’energia prodotta dal nuovo impianto sarà venduta all’utility sudafricana Eskom in base ad un contratto
per la fornitura di energia di durata ventennale, che Enel Green Power si è aggiudicata, nel mese di
ottobre 2013, nell’ambito del programma REIPPPP, promosso dal Governo Sudafricano.
Enel Green Power si aggiudica 90 MW di capacità eolica in una gara pubblica in Brasile
30 aprile - Enel Green Power ha reso noto di essersi aggiudicata nella gara pubblica in Brasile dedicata
alle energie rinnovabili LFA (Leilão de Fontes Alternativas) il diritto di sottoscrivere con un pool di società
di distribuzione brasiliane dei contratti ventennali di vendita dell'energia prodotta dal nuovo progetto
eolico Cristalândia, che avrà una capacità installata di 90 MW.
L’investimento per la costruzione del predetto progetto ammonta a circa 190 milioni di dollari
statunitensi. Il nuovo impianto, che sarà costruito nello Stato di Bahia, nel nord-est del Brasile e che sarà
completato ed entrerà in esercizio nel 2017, sarà in grado di generare annualmente oltre 350 GWh,
evitando l'emissione in atmosfera di più di 100 mila tonnellate di CO2.
Enel Green Power avvia i lavori per la costruzione del nuovo impianto fotovoltaico di Carrera
Pinto in Cile
4 maggio - Enel Green Power ha annunciato di aver avviato i lavori per la costruzione del nuovo parco
fotovoltaico di Carrera Pinto in Cile.
Con una capacità installata totale di 97 MW, il nuovo impianto, una volta in esercizio, sarà in grado di
generare oltre 260 GWh all’anno, equivalenti al fabbisogno di consumo di circa 122 mila famiglie cilene,
evitando così l’emissione in atmosfera di oltre 127 mila tonnellate di CO2 all’anno.
Il parco, situato nella regione di Atacama e detenuto da Parque Solar Carrera Pinto S.A., società
controllata da Enel Green Power Chile Ltda, sarà completato ed entrerà in esercizio entro il secondo
semestre del 2016.
La realizzazione di Carrera Pinto richiede un investimento complessivo di circa 180 milioni di dollari
statunitensi, finanziato attraverso risorse del Gruppo Enel Green Power.
Al progetto sarà associato un contratto a lungo termine di vendita dell’energia prodotta (PPA) con
Empresa Nacional de Electricidad SA (Endesa Chile). L’energia generata dall’impianto sarà consegnata
Enel Green Power si aggiudica 280 MW di energia eolica in una gara pubblica in Sud Africa
10 giugno - Enel Green Power si è aggiudicata due contratti ventennali per la fornitura di energia con
l’utility sudafricana Eskom per ulteriori 280 MW di progetti eolici nella quarta fase della gara del REIPPPP
per le energie rinnovabili, promossa dal Governo Sudafricano.
In linea con le regole del programma REIPPPP, Enel Green Power ha partecipato alla gara con delle
società veicolo, detenendone una quota di maggioranza, in partnership con importanti player locali.
I due progetti eolici Soetwater (142 MW) e Garob (138 MW), che saranno realizzati nella provincia di
Northern Cape in aree con una notevole disponibilità di risorsa eolica, saranno completati ed entreranno
in esercizio entro il 2018 e richiedono un investimento complessivo di circa 340 milioni di euro. Una volta
realizzati, i due impianti saranno in grado di generare circa 1.000 GWh all’anno, dando un importante
contributo alla crescente domanda di energia del Paese, in modo sostenibile per l’ambiente.
Enel Green Power ed Endesa Chile firmano un contratto per la fornitura di energia rinnovabile
9 luglio – Enel Green Power, tramite la società controllata Enel Green Power Chile Ltda, ed Empresa
Nacional de Electricidad SA hanno sottoscritto un contratto a lungo termine per la fornitura di energia e la
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alla rete di trasmissione della regione centrale cilena SIC (Sistema Interconectado Central).
vendita di certificati verdi in Cile della durata di circa 25 anni, per un progetto geotermico e un progetto
fotovoltaico, e di circa 20 anni, per un progetto eolico. Il contratto, che ha un valore complessivo stimato
fino a 3,5 miliardi di dollari statunitensi, consentirà ad Enel Green Power Chile di sviluppare i tre impianti
con una capacità installata totale di circa 300 MW, per un investimento di circa 800 milioni di dollari
statunitensi.
Enel Green Power avvia i lavori per la costruzione del più grande impianto fotovoltaico del Cile
9 luglio – Enel Green Power ha avviato i lavori per la costruzione di un nuovo impianto solare fotovoltaico,
Finis Terrae, in Cile. Con una capacità installata totale di 160 MW, Finis Terrae, una volta completato,
sarà il più grande parco fotovoltaico del Cile. L’impianto, situato nella regione di Antofagasta e detenuto
da cinque società di scopo controllate da Enel Green Power Chile Ltda, sarà in grado di generare, una
volta in esercizio, oltre 400 GWh all’anno, equivalenti al fabbisogno di consumo annuale di quasi 198 mila
famiglie cilene, evitando così l’emissione in atmosfera di più di 198 mila tonnellate di CO2 all’anno. La
realizzazione dell’impianto richiede un investimento complessivo di circa 270 milioni di dollari
statunitensi, finanziato attraverso risorse del Gruppo Enel Green Power. Al progetto è associato un
contratto a lungo termine di vendita dell’energia prodotta (PPA) con Empresa Nacional de Electricidad SA.
L’energia generata da Finis Terrae, il cui completamento ed entrata in esercizio sono previsti entro il
primo semestre 2016, sarà consegnata alla rete di trasmissione cilena SING (Sistema Interconnesso del
Norte Grande).
Enel Green Power avvia i lavori per la costruzione di un nuovo impianto eolico in Messico
14 luglio – Enel Green Power ha avviato i lavori per la costruzione di Vientos del Altiplano, il suo primo
parco eolico nello stato di Zacatecas, in Messico. L’impianto, detenuto da Vientos del Altiplano S. de R.L.,
avrà una capacità installata totale di 100 MW e verrà costruito nei comuni di Mazapil e Villa de Cos, nello
stato di Zacatecas. Una volta in esercizio, Vientos del Altiplano, composto da 50 turbine da 2 MW
ciascuna, sarà in grado di generare oltre 280 GWh all’anno, equivalenti al fabbisogno di consumo annuale
di oltre 161 mila famiglie messicane, evitando così l’emissione in atmosfera di oltre 157 mila tonnellate di
CO2 all’anno. La realizzazione dell’impianto richiede un investimento complessivo di circa 220 milioni di
dollari statunitensi, finanziato attraverso risorse del Gruppo Enel Green Power. Al progetto, il cui
completamento ed entrata in esercizio sono previsti entro il secondo semestre del 2016, sono associati
Enel Green Power ed Enap avviano in Cile lavori per il primo impianto geotermico in Sud
America
14 luglio – Enel Green Power ed Empresa Nacional del Petróleo (ENAP), la società statale cilena attiva nel
settore degli idrocarburi, hanno avviato in Cile i lavori per la costruzione di Cerro Pabellón, il primo
impianto geotermico di tutto il Sud America. Cerro Pabellón, situato nel comune di Ollague, nella regione
di Antofagasta, in pieno altopiano andino, sarà anche il primo impianto geotermico al mondo costruito a
4.500 metri sopra il livello del mare. L’impianto, detenuto da Geotérmica del Norte SA, società controllata
al 51% da Enel Green Power Chile Ltda e partecipata al 49% da ENAP, è composto da due unità da 24
MW per una capacità installata totale lorda di 48 MW. Cerro Pabellón, una volta in esercizio, sarà in grado
di generare circa 340 GWh all’anno, equivalenti al fabbisogno di consumo annuale di quasi 165 mila
famiglie cilene, evitando così l’emissione in atmosfera di più di 166 mila tonnellate di CO2 all’anno. La
realizzazione dell’impianto, in linea con gli obiettivi di crescita dell’attuale piano industriale di Enel Green
Power, richiede un investimento complessivo di circa 320 milioni di dollari statunitensi, finanziato
attraverso risorse del Gruppo Enel Green Power. Al progetto, il cui completamento ed entrata in esercizio
sono previsti entro il primo semestre del 2017, sono associati contratti a lungo termine di vendita
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contratti a lungo termine di vendita dell’energia prodotta ( PPA).
dell’energia prodotta (PPA). L’energia generata da Cerro Pabellón sarà consegnata alla rete di
trasmissione cilena SING (Sistema Interconectado del Norte Grande).
Enel Green Power diventa il più grande player nel solare in Brasile grazie a 553 MW aggiudicati
in gara
31 agosto – Enel Green Power si è aggiudicata, in base alla gara pubblica Leilão de Reserva, il diritto di
sottoscrivere dei contratti ventennali di vendita di energia in Brasile per un totale di 553 MW relativi ai tre
nuovi progetti fotovoltaici di Horizonte MP (103 MW), Lapa (158 MW) e Nova Olinda (292 MW). Enel
Green Power investirà circa 600 milioni di dollari statunitensi per la costruzione dei tre nuovi impianti
fotovoltaici, che saranno completati ed entreranno in esercizio entro il 2017.
Horizonte MP sarà costruito in Tabocas do Brejo Velho, nello Stato di Bahia, che si trova a nord-est del
Brasile. Una volta installato e funzionante, l'impianto produrrà annualmente intorno ai 223 GWh di
energia da fonti rinnovabili, evitando l'emissione di circa 67.000 tonnellate di CO2 in atmosfera.
Il progetto Lapa sorgerà a Bom Jesus da Lapa, nello Stato di Bahia. Una volta installato e funzionante,
l'impianto produrrà intorno ai 340 GWh all'anno, evitando l'emissione di circa 102.000 tonnellate di CO2
in atmosfera.
Nova Olinda sarà costruito in Ribeira do Piaui, nello Stato del Piaui. L'impianto produrrà circa 604 GWh
all'anno, una volta a regime, evitando l'emissione di circa 181.000 tonnellate di CO2 in atmosfera.
Enel Green Power avvia i lavori per la costruzione di un nuovo impianto eolico in Messico
27 ottobre – Enel Green Power (“EGP”) ha avviato i lavori per la costruzione dell’impianto eolico di Palo
Alto nello stato di Jalisco, in Messico. L’impianto, situato a Ojuelos, è detenuto da Energia Limpia de Palo
Alto S. de R.L. de C.V., una società controllata da Enel Green Power Mexico S. de R.L. de C.V. e avrà una
capacità installata totale di 129 MW. Una volta in esercizio, Palo Alto, composto da 43 turbine da 3 MW
ciascuna, sarà in grado di generare oltre 350 GWh all’anno, equivalenti al fabbisogno di consumo annuale
di circa 200 mila famiglie messicane, evitando così l’emissione in atmosfera di quasi 200 mila tonnellate
di CO2 all’anno. Al progetto, il cui completamento ed entrata in esercizio sono previsti nel secondo
semestre del 2016, sono associati contratti a lungo termine di vendita dell’energia prodotta.
La realizzazione dell’impianto, in linea con gli obiettivi di crescita dell’attuale piano industriale di EGP,
richiede un investimento complessivo di circa 250 milioni di dollari statunitensi, finanziato attraverso
Enel Green Power consolida 445 MW di capacità eolica a seguito della scissione di ENEOP
28 ottobre – Nell’ambito dell’operazione di cessione degli asset in Portogallo e, come già annunciato in
data 30 settembre 2015, in data 28 ottobre Enel Green Power (“EGP”) ha acquisito la proprietà di sei
parchi eolici in Portogallo per una capacità installata totale di 445 MW, a seguito dell'approvazione da
parte dell’Assemblea Generale degli Azionisti di Eólicas de Portugal, SA ("ENEOP") della scissione della
società con conseguente assegnazione dei suoi asset eolici, pari a 1.333 MW, agli azionisti, in base a una
quota pro rata proporzionale alla loro partecipazione. La conclusione dell’operazione di scissione di ENEOP
soddisfa la condizione sospensiva per il perfezionamento dell’accordo firmato a settembre con First State
Wind Energy Investments SA per la vendita di tutti gli asset di EGP in Portogallo. ENEOP era una joint
venture tra Enel Green Power España, S.L. (“EGPE”) attraverso la sua controllata Finerge Gestão de
Projectos Energéticos SA (“Finerge estão”) e la società da quest’ultima interamente posseduta TPSociedade Térmica Portuguesa SA (“TP”), EDP Renewables SGPS SA e Generg Expansão SA. I sei parchi
eolici saranno posseduti da Finerge Wind, S.A., una nuova società creata per detenere gli asset, di
proprietà al 50 per cento di Finerge Gestão e al 50 per cento di TP. Con i nuovi asset, la capacità
installata netta di EGP in Portogallo diventa pari a 642 MW. Le condizioni di scissione hanno ricevuto le
29
risorse del Gruppo Enel Green Power.
approvazioni da parte del Segretario di Stato per l’Energia del Governo portoghese, della Direzione
Generale per l'Energia e la Geologia e dall'Autorità della Concorrenza portoghese.
Approvato il progetto di integrazione di Enel Green Power in Enel
18 novembre - I Consigli di Amministrazione di Enel S.p.A. (“Enel”) e di Enel Green Power S.p.A. (“EGP”)
hanno approvato il progetto di scissione parziale non proporzionale (il “Progetto di Scissione”) di EGP in
favore di Enel (la “Scissione”). La Scissione prevede:
>
l’assegnazione da parte di EGP in favore di Enel del compendio scisso essenzialmente
rappresentato (i) dalla partecipazione totalitaria detenuta dalla stessa EGP in Enel Green Power
International B.V., holding di diritto olandese che detiene partecipazioni in società operanti nel
settore delle energie rinnovabili nel Nord, Centro e Sud America, in Europa, in Sudafrica e in
India, e (ii) da attività, passività, contratti, e rapporti giuridici connessi a tale partecipazione (il
“Compendio Scisso”);
>
il mantenimento in capo ad EGP di tutti i restanti elementi patrimoniali diversi da quelli che fanno
parte del Compendio Scisso (e quindi, essenzialmente, le attività italiane e le residue limitate
partecipazioni estere).
Trattandosi di scissione non proporzionale, è previsto che (i) i soci di EGP diversi da Enel concambino in
azioni Enel tutte le azioni dagli stessi possedute in EGP e (ii) Enel concambi le azioni corrispondenti alla
sua partecipazione nel Compendio Scisso in azioni Enel, le quali verranno contestualmente annullate ai
sensi degli artt. 2504-ter, comma 2 e 2506-ter, comma 5 cod. civ. La Scissione sarà realizzata sulla base
di un rapporto di cambio pari a n. 0,486 azioni Enel di nuova emissione per ciascuna azione EGP portata
in concambio (il “Rapporto di Cambio”), senza conguagli in denaro. Pertanto, alla data di efficacia della
Scissione, da un lato, EGP ridurrà il proprio capitale sociale in misura corrispondente al valore del
Compendio Scisso e, dall’altro, Enel aumenterà il proprio capitale a servizio della Scissione.
Precisamente, Enel emetterà massime n. 770.588.712 nuove azioni – aventi godimento regolare e valore
nominale di 1 Euro ciascuna – destinate ai soci di minoranza di EGP in applicazione del Rapporto di
Cambio. Alla data di efficacia della scissione, Enel risulterà quindi l’unico socio di EGP e le azioni EGP
cesseranno di essere negoziate sul Mercato Telematico Azionario organizzato e gestito da Borsa Italiana
S.p.A. e sul sistema elettronico di negoziazione continua spagnolo (Sistema de Interconexión Bursátil,
SIBE).
Il Progetto di Scissione è stato predisposto sulla base delle situazioni patrimoniali di Enel e di EGP al 30
gli effetti del combinato disposto degli artt. 2501-quater e 2506-ter cod. civ. Ai fini della determinazione
del Rapporto di Cambio e del criterio di assegnazione non proporzionale delle azioni in sede di concambio,
i Consigli di Amministrazione di Enel e di EGP hanno tenuto conto della natura dell’operazione e adottato
metodi di valutazione comunemente utilizzati, anche a livello internazionale, per operazioni analoghe. A
tal fine si sono avvalsi dei seguenti advisor finanziari (i) per Enel, Credit Suisse e J.P. Morgan; (ii) per
EGP, Barclays e Mediobanca.
Enel Green Power finalizza la vendita di tutti gli asset in Portogallo
26 novembre - Enel Green Power S.p.A. ("EGP") ha annunciato che la sua controllata Enel Green Power
España, S.L. ("EGPE", detenuta al 60% da EGP e al 40% da Endesa) ha concluso la vendita dell’intero
capitale sociale di Finerge Gestão de Projectos Energéticos, S.A. ("Finerge Gestão"), società interamente
detenuta da EGPE e che gestisce impianti eolici in Portogallo per una capacità installata netta di 642 MW,
equivalente a 863 MW di capacità lorda, alla società portoghese First State Wind Energy Investments S.A.
(“First State Wind Energy Investments”). Il corrispettivo totale per la vendita è pari a 900 milioni di euro,
30
settembre 2015, approvate dai rispettivi Consigli di Amministrazione del 17 novembre 2015 ai sensi e per
comprensivo del rimborso di un finanziamento soci concesso a Finerge Gestão. Con il perfezionamento
dell'operazione, EGP esce dal settore delle energie rinnovabili in Portogallo.
La vendita è stata finalizzata a seguito della conclusione della scissione di ENEOP- Eólicas de Portugal,
S.A. ("ENEOP"), società che possedeva un portafoglio operativo di impianti eolici, con una capacità
installata complessiva pari a 1.333 MW, di cui Finerge Gestão deteneva una partecipazione del 35,96%
del capitale sociale.
Il corrispettivo totale di 900 milioni di euro è soggetto a price adjustment in linea con le procedure
standard per questo tipo di transazioni. Tale corrispettivo è stato pagato interamente, generando un
impatto positivo stimato sull'indebitamento finanziario netto consolidato del Gruppo Enel Green Power
pari a circa 550 milioni di euro, tenendo conto degli effetti di consolidamento di ENEOP. La plusvalenza
realizzata dall’operazione, inclusiva degli effetti del consolidamento di ENEOP, è di circa 30 milioni di
euro.
La cessione di Finerge Gestão e la conseguente uscita dal settore delle energie rinnovabili in Portogallo fa
parte della strategia di EGP, volta ad ottimizzare il proprio portafoglio e a cogliere le opportunità in paesi
con maggior potenziale di sviluppo, in linea con gli obiettivi dell’attuale piano industriale della Società.
Finerge Gestão si occupa dello sviluppo, costruzione e gestione di impianti eolici in Portogallo. Nel 2014
ha registrato ricavi consolidati pari a circa 38 milioni di euro (circa 106 milioni di euro pro-forma
considerando gli effetti del consolidamento di ENEOP) e un margine operativo lordo consolidato pari a 29
milioni di euro (circa 90 milioni di euro pro-forma considerando gli effetti del consolidamento di ENEOP).
First State Wind Energy Investments è posseduta al 100% da fondi del portafoglio di First State
Investments (“FSI”), società di gestione patrimoniale operante a livello globale.
Entra in esercizio l’impianto eolico di Goodwell negli Stati Uniti
9 dicembre – Enel Green Power S.p.A. (“EGP”) ha completato e connesso alla rete Goodwell, un impianto
eolico da 200 MW situato nella contea di Texas, in Oklahoma.
La realizzazione del parco eolico, di proprietà di Goodwell Wind Project LLC, controllata da Enel Green
Power North America Inc, (“EGPNA”) ha richiesto un investimento complessivo di quasi 310 milioni di
dollari statunitensi, in linea con gli obiettivi di crescita dell’attuale business plan di EGP. Nel luglio 2014
EGPNA ha firmato un capital contribution agreement con un consorzio guidato da JP Morgan a copertura
parziale dell’investimento.
Goodwell, uno dei più grandi impianti eolici del portfolio di EGPNA, è in grado di generare circa 860
evitando l’emissione in atmosfera di circa 450 mila tonnellate di CO2 ogni anno.
All’impianto di Goodwell è associato un contratto di vendita ventennale dell’energia prodotta (Power
Purchase Agreement - PPA).
Entra in esercizio un nuovo impianto eolico negli Stati Uniti
18 dicembre – Enel Green Power S.p.A. (“EGP”), attraverso la controllata Enel Green Power North
America, Inc. (“EGPNA”), ha messo in esercizio l’impianto eolico di Little Elk in Oklahoma, negli Stati
Uniti.
Little Elk, situato nelle contee di Kiowa and Washita, ha una capacità installata totale di 74 MW ed è
capace di generare più di 330 GWh all’anno, sufficienti a soddisfare il fabbisogno energetico di circa 27
mila famiglie statunitensi, evitando l’emissione in atmosfera di circa 240 mila tonnellate di CO2 l’anno.
La costruzione di Little Elk ha richiesto un investimento di circa 130 milioni di dollari, in parte finanziati
attraverso un accordo di capital contribution con Mitsubishi UFJ Financial Group, Inc. Il progetto è
supportato da un accordo per l’acquisto dell’energia prodotta (PPA) della durata di 25 anni con la People‘s
Electric Cooperative of Oklahoma (PEC).
31
milioni di kWh all’anno, equivalenti al fabbisogno di consumo annuale di oltre 73 mila famiglie americane,
Enel Green Power e F2I perfezionano la creazione di una Join venture nel fotovoltaico in Italia
22 dicembre – Enel Green Power S.p.A. (“EGP”) e F2i SGR S.p.A.(“F2i”), in nome e per conto di F2i Fondo italiano per le infrastrutture, unitamente alle rispettive società controllate, Enel Green Power Solar
Energy S.r.l. e F2i Energie Rinnovabili S.r.l., hanno perfezionato la creazione di una joint venture
paritetica, facendo seguito all’accordo siglato il 16 ottobre 2015.
La joint venture, nella quale EGP ha conferito i propri asset solari in Italia, nasce dalla fusione per
incorporazione nella predetta società di F2i Solare 1 S.r.l. e F2i Solare 3 S.r.l., società controllate da F2i
Energie Rinnovabili S.r.l., con efficacia a partire dal 31 dicembre 2015.
La nuova joint venture, che si pone l’obiettivo di diventare leader del mercato fotovoltaico in Italia, nasce
così con un portafoglio di 207 MW di capacità installata, per effetto dell’apporto di 102 MW da parte di
EGP, al netto di una variazione di perimetro di 3 MW intervenuta successivamente alla firma del suddetto
accordo, e di 105 MW da parte di F2i.
L'operazione si inquadra nelle azioni intraprese dal Gruppo Enel Green Power per cogliere opportunità di
creazione di valore anche attraverso una gestione attiva del proprio portafoglio di asset ed è in linea con
gli obiettivi dell’attuale piano industriale di EGP.
Il closing è stato perfezionato in seguito all’avveramento delle condizioni sospensive previste nell’accordo
firmato tra le parti lo scorso 16 ottobre, tra le quali il parere positivo della competente autorità antitrust
comunitaria. Inoltre, l’operazione ha un effetto positivo sull’indebitamento finanziario netto del Gruppo
Enel Green Power pari a circa 120 milioni di euro.
L’entreprise value degli asset di EGP è pari a circa 234 milioni di euro e quello degli asset di F2i a circa
282 milioni di euro, con un equity value rispettivamente pari a circa 91 milioni di euro, al netto delle
minorities, e circa 111 milioni di euro. Inoltre, EGP, al fine di garantire partecipazioni paritarie nella joint
venture, ha effettuato un apporto di cassa per circa 20 milioni di euro. Nel 2016 è comunque previsto un
meccanismo di aggiustamento dei valori usuale per questo tipo di operazioni.
Enel Green Power avvia i lavori del parco eolico di Sierra Gorda in Cile
22 dicembre – Enel Green Power (“EGP”) ha avviato i lavori per la costruzione dell’impianto eolico da 112
MW di capacità installata di Sierra Gorda, situato nell’omonima città che si trova a circa 60 chilometri da
Calama, nella regione di Antofagasta, in Cile.
Il completamento e l’entrata in esercizio dell’impianto di Sierra Gorda, detenuto da Enel Green Power
Chile Ltda.,sono previsti entro la fine del 2016. Una volta in esercizio, Sierra Gorda sarà in grado di
cilene, evitando così l’emissione in atmosfera di più di 140 mila tonnellate di CO2.
richiederà un investimento complessivo di circa 215 milioni di dollari statunitensi. Il progetto sarà
finanziato attraverso risorse del Gruppo Enel Green Power e supportato da un accordo per l’acquisto
dell’energia prodotta (PPA).
L’energia generata da Sierra Gorda sarà consegnata alla rete di trasmissione cilena SING (Sistema
Interconectado del Norte Grande).
Enel Green Power avvia i lavori di un nuovo impianto solare in Brasile
28 dicembre – Enel Green Power (“EGP”) ha avviato i lavori per la costruzione dell’impianto solare di
Ituverava, nello Stato di Bahia, nel nord est del Brasile. Il parco che, una volta completato, avrà una
capacità installata di 254 MW, è il più grande impianto solare di EGP attualmente in costruzione.
L’impianto solare, detenuto da tre società veicolo di proprietà di Enel Green Power Brasil Participações
Ltda., sarà completato ed entrerà in esercizio entro la fine del 2017. Ituverava sarà in grado di generare
oltre 550 GWh all’anno, equivalenti al fabbisogno di consumo annuale di più di 268 mila famiglie
brasiliane, evitando così l’emissione in atmosfera di oltre 185 mila tonnellate di CO2.
32
generare oltre 295 GWh all’anno, equivalenti al fabbisogno di consumo annuale di circa 130 mila famiglie
finanziato attraverso risorse del Gruppo Enel Green Power e supportato da un accordo ventennale per
l’acquisto dell’energia prodotta (PPA) con la Camera di Commercio dell’Energia Elettrica (CCEE – Câmara
33
de Comercialização de Energia Elétrica).
Scenario di riferimento
Enel Green Power e i mercati finanziari
2015
2014
Margine operativo lordo di Gruppo per azione (euro)
0,37
0,39
Utile operativo di Gruppo per azione (euro)
0,16
0,20
Utile netto del Gruppo per azione (euro)
0,03
0,07
(1)
-
3,20
Dividendo unitario (centesimi di euro)
-
30
Patrimonio netto del Gruppo per azione (euro)
1,59
1,57
Prezzo massimo dell’anno (euro)
2,01
2,18
Prezzo minimo dell’anno (euro)
1,58
1,68
Prezzo medio del mese di dicembre (euro)
1,90
1,93
9.550
9.640
5.000
5.000
Pay-out ratio(2) (%)
Capitalizzazione borsistica
(3)
(milioni di euro)
Numero di azioni al 31 dicembre (in milioni)
(1)
Gli amministratori formuleranno eventualmente in una data successiva a quella dell’approvazione del bilancio da parte del Consiglio di
Amministrazione una proposta di destinazione dell’utile di esercizio 2015.
(2)
Calcolato sul risultato netto del Gruppo.
(3)
Calcolato sul prezzo medio del mese di dicembre.
Peso azioni Enel Green Power
Corrente
su indice FTSE-MIB
(1)
(1)
1,076%
Dati aggiornati al 31 gennaio 2016.
Il 2015 si è aperto con un consolidamento della situazione economica negli Stati Uniti, nel Regno Unito e
in Giappone e un deterioramento in alcune delle economie considerate emergenti. Tra gli elementi di
incertezza in avvio dell’anno, le previsioni al ribasso del prezzo del petrolio, i conflitti in Ucraina, in Libia e
in Medio Oriente e l’incertezza riguardo alla situazione della Grecia. Nel caso di quest’ultima, il fallimento
delle trattative sulla revisione dei programmi di sostegno finanziario e l’indizione di un referendum a
sorpresa da parte delle autorità elleniche hanno provocato un innalzamento della volatilità dei mercati
finanziari e dei corsi azionari nell’area dell’euro, parzialmente rientrata all’annuncio del raggiungimento di
una intesa sulle condizioni. Per quanto riguarda l’Italia, l’economia ha dato i primi segni di espansione. Il
interna che è tornata a contribuire alla crescita. Gli investimenti, che si erano ridotti quasi
ininterrottamente dal 2008, hanno registrato un aumento.
A fronte di una espansione dell’attività economica nei principali paesi avanzati, nella seconda parte
dell’anno l’economia globale ha registrato un rallentamento dell’economia cinese che ha alimentato
nuovamente una forte volatilità sui mercati finanziari e valutari internazionali a causa delle possibili
ripercussioni sul resto del mondo. La netta correzione sul mercato azionario cinese si è poi infatti
trasmessa anche alle altre piazze finanziarie globali, in connessione con l’incertezza generata dalla
decisione delle autorità del paese asiatico di modificare, dall’11 agosto, le modalità di fissazione
giornaliera della parità della propria moneta di corso rispetto al dollaro, decisione che ha rafforzato le
preoccupazioni di alcuni operatori che la decelerazione in atto dell’attività economica potesse essere più
intensa di quanto sostenuto dalle autorità stesse, con marcate ripercussioni in Giappone e nell’area
dell’euro. A ciò si sono poi aggiunte le turbolenze innescate dal grave scandalo Volkswagen nell’ultimo
trimestre dell’anno. La volatilità sui mercati azionari si è accentuata, riportandosi su valori storicamente
elevati. La manipolazione dei test sulle emissioni dei motori diesel ha minato la credibilità della casa
automobilistica tedesca Volkswagen e si è riflessa sull’indice di fiducia dei principali analisti circa le
34
miglioramento degli indici di fiducia di imprese e famiglie si è accompagnato a un recupero della domanda
prospettive di crescita in Germania. In Italia la ripresa dell’economia è proseguita gradualmente. Alla
spinta delle esportazioni, che dopo aver sostenuto l’attività negli ultimi quattro anni hanno risentito della
debolezza dei mercati extraeuropei, ha iniziato a sostituirsi progressivamente quella della domanda
interna, in particolare per consumi e ricostituzione delle scorte.
Per quanto riguarda specificatamente i mercati azionari, l’indice di riferimento europeo (STOXX Europe
600) ha registrato una crescita pari al 7%. Il comparto utilities, con un -3%, è invece stato uno dei tre
peggiori settori, insieme all’Oil&Gas (-8%) e alle Materie Prime (-35%). Il calo è stato in particolare
guidato dal già anticipato peggioramento dei prezzi delle commodities a livello globale e dalle incertezze
su alcune norme di natura regolamentare riguardanti il settore, come quelle sugli oneri connessi al futuro
smantellamento del nucleare in Germania. Da sottolineare il fenomeno delle cosiddette YieldCo, che ha
caratterizzato principalmente gli Stati Uniti ma il cui modello di business, improntato sulla generazione di
cassa attraverso l’aggregazione di asset piuttosto che sullo sviluppo di nuova capacità, ha influenzato
l’andamento del settore delle rinnovabili in generale. Nella prima metà dell’anno i corsi azionari di tali
società sono stati sostenuti dalla forte domanda da parte del mercato in uno scenario di tassi di interesse
bassi. Tale andamento si è invertito nella seconda parte dell’anno a seguito delle aspettative di rialzo dei
tassi di interesse da parte della banca centrale americana. Nonostante il contesto di forte volatilità del
comparto utilities, il titolo di Enel Green Power ha registrato un andamento positivo chiudendo il 2015 con
un rialzo del 9% e un rendimento complessivo pari al +10%, tenendo conto del dividendo pari a 3,2
centesimi di euro per azione pagato nel mese di maggio.
Per ulteriori informazioni, si rimanda al sito web istituzionale (www.enelgreenpower.com) alla sezione
Media (http://www.enelgreenpower.com/it-IT/media) dove è disponibile l’archivio dei dati economicofinanziari, presentazioni, informazioni relative alla composizione degli organi sociali, oltre che temi di
corporate governance.
EGP vs. European indexes
130
125
120
110
105
100
95
90
85
80
Dec-14
Mar-15
EGP
FTSE-MIB
Jun-15
STOXX Europe 600
Sep-15
Dec-15
STOXX Europe 600 Utilities
35
115
EGP vs. YieldCos
180
160
140
120
100
80
60
40
20
Mar-15
EGP
Abengoa Yield
Jun-15
Pattern
Sep-15
SunEdison
Dec-15
Terraform Power
36
0
Dec-14
Il contesto economico energetico nel 2015
Andamento economico
Il contesto economico globale nel 2015 è stato contraddistinto da una accentuata fragilità, caratterizzata
da un forte incremento della volatilità nelle principali piazze finanziarie e dall’incertezza sulle prospettive
di ripresa economica mondiale. La crescita del PIL globale si attesta al 2,5%, un dato al di sotto della
media degli ultimi 15 anni e supportato principalmente dal miglioramento economico dei paesi avanzati
(PIL+1,9%). Preoccupa lo stato di empasse delle economie emergenti, contraddistinte nella maggior
parte dei casi da forte peggioramento del deficit gemello (come in Sud America e Sud Africa), contrazione
della domanda interna, elevata inflazione e forte svalutazione delle valute locali.
In particolare, le forti tensioni sul mercato finanziario in Cina, associate alle prospettive di rallentamento
dell’attività reale (evidenziate dal crollo degli investimenti nel settore immobiliare, di vendite di beni
durevoli e delle attività industriali) hanno influenzato negativamente la crescita delle economie dei
principali partner commerciali. Inoltre, il taglio dell’outlook economico della Cina ha inasprito le pressioni
in vendita delle commodities minerarie (rame, zinco, alluminio, piombo, nickel, carbone) in virtù di un
minore impiego nel settore industriale e nelle costruzioni. Allo stesso tempo, il petrolio si è attestato sotto
i livelli minimi raggiunti nella fase più acuta della crisi del 2008-2009 a seguito dei timori di ampliamento
dell’eccesso di offerta dovuto alla minore domanda globale, oltre al profilarsi della rimozione delle
sanzioni in Iran. Le ragioni di tali andamenti trovano fondamento nella strategia dei paesi Opec, che
puntano al mantenimento della quota attuale di produzione. L’impatto economico è stato devastante per i
principali paesi esportatori di commodities quali: Russia, Sud Africa, Cile, Colombia, Perù, Australia e
Indonesia.
Il 2015 si è chiuso con una buona performance degli Stati Uniti (PIL +2,5%) che consolida il trend in
ripresa post crisi finanziaria globale. La crescita è stata principalmente trainata dalla domanda interna
dovuta al rafforzamento del mercato del lavoro (miglioramento del clima di fiducia dei consumatori,
innalzamento dei salari e tasso di disoccupazione sceso al 4,9%), mentre il settore manifatturiero, gli
investimenti fissi, gli ordinativi di beni durevoli ed il settore immobiliare hanno mostrato andamento
altalenante. L’inflazione rimane ben al di sotto del livello target del 2% stabilito della FED principalmente
monetaria espansiva provvedendo alla prima stretta sui tassi di interesse. Successivamente, le ultime
tensioni sui mercati (che hanno aumentato la propria volatilità) hanno placato il proseguimento
nell’immediato di tale politica monetaria.
Gli effetti congiunti della politica monetaria espansiva da parte della BCE (estensione del quantitative
easing, taglio dei tassi sui depositi a -0,15%) insieme al calo dei prezzi delle commodities e delle
quotazioni dell’euro hanno permesso all’Eurozona di ottenere una crescita attesa del PIL dell’1,5%, circa
60 punti base in più rispetto allo scorso anno. L’inflazione, con una variazione intorno allo zero percento
nel 2015 e prospettive di recupero molto limitate per il prossimo biennio (raggiungimento del target del
2% della BCE non prima del 2018) resta primariamente sotto osservazione da parte della BCE.
L’occupazione è in miglioramento ma il tasso di disoccupazione si attesta ancora su livelli molto alti
(11,4%) ben lontano dai livelli pre-crisi (circa 8%).
Effetto euro debole, bassa inflazione, import energetico a basso costo e maggiore occupazione hanno
consentito all’Italia di ottenere una variazione positiva del PIL stimata dal FMI allo 0,8% rispetto al -0,4%
37
per effetto dei bassi prezzi delle commodities. La FED nel mese di dicembre ha invertito la politica
del 2014. La crescita è dovuta principalmente ad un miglioramento del clima di fiducia dei consumatori
(miglioramento del mercato del credito, occupazione, stimoli fiscali, bassa inflazione). Nonostante il FMI
abbia confermato le stime di crescita per il 2016 e 2017 rispettivamente all’1,3% ed all’1,2%,
permangono diversi fattori di rischio sulle prospettive future legate a: riduzione degli stimoli fiscali per
contenimento del deficit, basso clima di fiducia degli investitori, export debole e rallentamento economico
di Cina, Russia e Brasile, rafforzamento dell’euro, instabilità politica nell’implementazione di riforme
strutturali. La recente turbolenza dei mercati finanziari, i dubbi sulla tenuta del sistema bancario italiano
ed europeo e l’elevata volatilità sul mercato dei cambi e delle commodites lasciano ulteriori ombre sulla
capacità del paese di centrare tali obiettivi.
Complesso il contesto economico per il Giappone, alle prese con rischio recessione acuito dal calo dei
consumi e della produzione e dall’inflazione che rimane contenuta, stimata ora dalla BOJ allo 0,8% nel
2016 nonostante l’adozione di tassi di interesse sui depositi negativi.
Le economie emergenti continuano a sotto-performare (3,7% a fronte del 4,4% nel 2014). I drivers
rimangono principalmente legati alle commodities, rallentamento economico della Cina, elevato
indebitamento e livello dei tassi di interesse non sostenibile, eccessiva volatilità dei cambi che
comportano un forte deflusso di capitali esteri.
Il quadro economico del Brasile è tra i più deteriorati, con un PIL negativo stimato al 3,8% nel 2015,
inflazione attualmente al 10,7%, deficit fiscale al 9,3% sul PIL. Il debole contesto globale, l’instabilità
politica e l’elevato regime dei tassi di interesse rendono le prospettive di ripresa economica
estremamente incerte. In particolare la Banca Centrale continua a mantenere una politica monetaria
restrittiva (tassi al 14,25%) per sostenere il cambio ed evitare l’acuirsi del deflusso dei capitali esteri
oltre a contenere l’inflazione (target al 6,5% nel 2016).
All’interno dell’area del Latin America, continuano a sotto-performare Cile, Colombia e Perù. Il primo
dovrebbe registrare una crescita stimata al 2% nel 2015 a fronte del 4,6% come media degli ultimi
cinque anni. Il Cile è stato colpito dal collasso dei prezzi del rame (50% del totale delle esportazioni e
circa 11% del GDP), dal calo dell’import della Cina (principale partner commerciale) e dalla recessione
economica in Brasile.
In Colombia il PIL dovrebbe passare dal 4,6% nel 2014 al 2,8% nel 2015. Il crollo delle quotazioni del
greggio (52% dell’export) solo in parte controbilanciato dal calo della valuta locale, il peggioramento della
globale continuano ad influire negativamente sulla capacità di ripresa nonostante la buona elasticità della
domanda interna.
Sostanzialmente stabile la crescita in Perù (2,5% a fronte del 2,4% nel 2014) ma nettamente inferiore
alla media degli ultimi 5 anni (5,2%) per via di una decelerazione negli investimenti (pubblici e privati) e
nella domanda interna, cui si aggiunge un rallentamento dell’attività mineraria a causa di prezzi più
contenuti delle commodities nel 2015 (rame ed oro) con scarsa flessibilità del cambio a controbilanciare il
calo dei prezzi delle commodities stesse.
Come per altri Paesi in via di sviluppo, anche la regione Sub-Sahariana è stata caratterizzata da un
rallentamento della crescita. Le cause comuni si riscontrano principalmente nel crollo dei prezzi delle
commodities e nel minor supporto proveniente dalla Cina (grande finanziatore della regione). In
particolare in Sudafrica la crescita del PIL stimata dal IMF per il 2015 è pari ad appena l’1,3%, dopo un
modesto 1,5% nel 2014.
38
bilancia fiscale (-4,1% nel 2015 a fronte del 2,3% nel 2014) ed il contesto di debolezza economica
Incremento annuo PIL in termini reali
Italia
Spagna
Grecia
Romania
Brasile
Cile
Colombia
Messico
Perú
Canada
USA
Sudafrica
2015
2014
0,8
3,2
-0,2
3,5
-3,8
2,0
2,8
2,5
2,5
1,2
2,5
1,3
-0,4
1,4
0,7
2,8
0,1
1,8
4,6
2,3
2,4
2,5
2,4
1,5
Fonte: Istituti Nazionali di Statistica ed elaborazioni Enel su dati ISTAT, INE, EUROSTAT, IMF, OECD, Global Insight
39
%
I mercati dell’energia elettrica
La domanda di energia elettrica
Andamento della domanda di energia elettrica
GWh
Italia
Spagna
2015
2014
2015-2014
315.234
310.535
1,5%
248.025
243.544
1,8%
54.397
50.641
7,4%
56.200
56.600
-0,8%
0,8%
Romania
Grecia
(1)
USA
(1)
3.929.900
3.899.500
Messico
(1)
261.100
251.754
3,8%
548.522
569.734
-3,7%
53.023
52.225
1,5%
Colombia
65.478
63.570
3,0%
Peru
43.660
41.780
4,5%
208.400
211.500
-1,5%
Brasile
Cile
Sudafrica
(2)
(2) '(3)
(1)
(1) Stime BMI – Business Monitor International.
(2) Dato riferito al SIC – Sistema Interconectado Central.
(3) Al lordo delle perdite di rete.
Fonte: Elaborazioni Enel su dati TSO.
In Europa, i paesi mediterranei registrano tassi di crescita positivi della domanda elettrica, soprattutto a
causa della ripresa dell’andamento economico in parte compensato da effetti climatici. In particolare,
l’Italia registra una crescita dell’1,5% (1,4% al netto degli effetti climatici e di calendario) invertendo il
trend negativo degli ultimi tre anni. A trainare l’incremento, in particolare, sono state: la macro-area Sud
(che include Campania, Puglia, Calabria e Basilicata) che ha fatto registrare la crescita più consistente
con un +4,4%, quella composta da Toscana ed Emilia Romagna con un +4,3% e quella Centro (che
comprende Lazio, Abruzzo, Marche, Molise, Umbria) con una variazione del +2,3% rispetto al 2014. La
Spagna registra una crescita dell’1,8% (+1,4% al netto degli effetti calendario e temperature)
sensibilmente inferiore rispetto alle stime di crescita del PIL superiori al 3%. In particolare si evidenzia il
trend in rallentamento a partire dal 2008 dei consumi privati ed industriali in parte per il miglioramento
(+7,4%). Continua la crescita dei Paesi dell’America Latina, con incrementi sostenuti per Perù (+4,5%),
Colombia (+3,0%), Messico (3,8%) e Cile (+1,5%). Negativa la crescita per il Sudafrica (-1,5%) e per il
Brasile (-3,7%) che sconta lo stato di recessione economica. Stati Uniti in leggero progresso (+0,8%),
nonostante la più ampia crescita del PIL, a causa di una sempre maggiore efficienza energetica.
40
dell’efficienza in parte per fattori strutturali. Notevole, la crescita della domanda elettrica in Romania
I prezzi dell’energia elettrica
Prezzi dell’energia elettrica
Prezzo medio
baseload 2015
(euro/MWh)
Variazione
prezzo medio
baseload 20152014
Prezzo medio
peakload 2015
(euro€/MWh)
Variazione prezzo
medio peakload
2015-2014
Italia
52,3
0,4%
58,7
-0,4%
Spagna
50,3
9,1%
56,8
9,8%
Brasile
79,8
-62,9%
131,2
-52,5%
Cile
81,9
-19,2%
178,1
-14,6%
119,5
39,6%
585,3
211,3%
Colombia
Andamento prezzi nei principali mercati
Centesimi di euro/kWh
2015
2014
2015-2014 (%)
Italia
0,25
0,24
4,2%
Romania
0,13
0,13
-
0,23
0,23
-
Italia
0,11
0,12
-8,3%
Romania
0,08
0,08
-
Spagna
0,09
0,09
-
Mercato finale (residenziale):
(1)
Spagna
Mercato finale (industriale):
(2)
(1) Prezzo annuale al netto imposte - consumo annuo compreso tra 2.500 kWh e 5.000 kWh.
(2) Prezzo annuale al netto imposte - consumo annuo compreso tra 70.000 MWh e 150.000 MWh.
Fonte: Eurostat.
Andamento dei prezzi di vendita di energia elettrica in Italia
II
trim.
III trim.
IV
trim.
I
trim.
II
trim.
2015
III
trim.
IV
trim.
2014
Borsa dell’energia elettrica - PUN
IPEX (euro/MWh)
51,8
47,9
56,7
52,8
52,5
46,5
50,4
58,9
Utente domestico tipo con
consumo annuo compreso tra
2641 a 4440 kWh con potenza
impegnata superiore a 3KW
(euro/kWh): prezzo al netto di
imposte
0,24
0,24
0,24
0,25
0,25
0,24
0,24
0,25
Fonte: GME (Gestore dei Mercati Energetici)
I prezzi di vendita dell’energia elettrica in Italia evidenziano nel 2015 un lieve incremento
dello 0,4% del
prezzo medio unico nazionale sulla Borsa dell’energia elettrica rispetto al 2014.
Il prezzo medio annuo (al netto delle imposte) per l’utenza domestica stabilito dall’Autorità per l’energia
elettrica il gas ed il servizio idrico è risultato lievemente in calo nel 2015 rispetto all’anno precedente con
una flessione dell’1,1%.
41
I trim.
Italia
Produzione e domanda di energia elettrica in Italia
Milioni di kWh
2015
2014
2015-2014
Produzione netta:
- termoelettrica
180.871
167.080
13.791
8,3%
- idroelettrica
44.751
59.575
(14.824)
(24,9%)
- eolica
14.589
15.089
(500)
(3,3%)
- geotermoelettrica
- fotovoltaica
Totale produzione netta
Importazioni nette
Energia immessa in rete
Consumi per pompaggi
Energia richiesta sulla rete
5.816
5.567
249
4,5%
24.676
21.837
2.839
13,0%
270.703
269.148
1.555
0,6%
46.381
43.716
2.665
6,1%
317.084
312.864
4.220
1,3%
(1.850)
(2.329)
479
20,6%
315.234
310.535
4.699
1,5%
Fonte: Fonte dati - Rete Elettrica Nazionale (Rapporto mensile - consuntivo dicembre 2015.
L’energia richiesta in Italia nel 2015 registra un incremento dell’1,5% rispetto al valore registrato nel
2014, attestandosi a 315.234 milioni di kWh. L’energia richiesta è stata soddisfatta per l’85,3% dalla
produzione netta nazionale destinata al consumo (85,9% nel 2014) e per il restante 14,7% dalle
importazioni nette (14,1% nel 2014).
Le importazioni nette nel 2015 registrano un incremento di 2.665 milioni di kWh, per effetto
essenzialmente dei minori prezzi medi di vendita sui mercati internazionali.
La produzione netta nel 2015 registra un incremento dello 0,6% (1.555 milioni di kWh in valore
assoluto), attestandosi a 270.703 milioni di kWh. In particolare, in un contesto caratterizzato da un
maggior fabbisogno di energia elettrica, il decremento della produzione da fonte idroelettrica per 14.824
milioni di kWh, principalmente dovuto alle meno favorevoli condizioni di idraulicità, ha comportato un
presenza di un incremento della produzione da altre fonti rinnovabili (fotovoltaica per +2.839 milioni di
kWh e geotermoelettrica +249 milioni di kWh) a seguito della maggior capacità installata nel Paese.
La capacità installata da fonte rinnovabile si è mantenuta pressoché stabile nel 2015 rispetto al 2014,
attestandosi a circa 51,1 GW, come evidenziato nel grafico sottostante.
49,8
50,5
51,1
2013
2014
2015E
Fonte: GSE e Terna. Chiusure preliminari per anno 2015.
Nota: Esclusi pompaggi puri.
42
significativo incremento della generazione da fonte termoelettrica per 13.791 milioni di kWh, pur in
Aspetti normativi e tariffari
Il quadro regolatorio di supporto alle energie rinnovabili in Italia è caratterizzato da una molteplicità di
meccanismi remunerativi. Con riferimento alla tecnologia eolica, idroelettrica, geotermica e biomasse, il
sistema di incentivazione prevede:
>
per gli impianti entrati in esercizio entro il 2012, l’applicazione del meccanismo dei Certificati
Verdi (“CV”), titoli negoziabili in misura proporzionale all’energia prodotta da un impianto
rinnovabile, valido fino all’anno 2015;
>
per gli impianti che entreranno in produzione dopo il 1° gennaio 2013, ai sensi di quanto previsto
dal decreto ministeriale “FER elettriche” (06/07/2012), l’applicazione di un meccanismo basato su
aste competitive al ribasso o tariffe Feed-In, in funzione della capacità installata e della
tecnologia.
I meccanismi di incentivazione sopra riportati termineranno al raggiungimento di un costo indicativo
cumulato annuo degli incentivi di 5,8 miliardi di euro. Al 31 dicembre 2015 il costo indicativo cumulato
annuo è di 5,658 miliardi di euro.
Con riferimento alla tecnologia solare, il sistema di incentivazione, oramai terminato, prevedeva
l’applicazione dei diversi Conti Energia (tutti oramai terminati), di cui il I, II, III, IV (dal 19 settembre
2005 al 26 agosto 2012) basati su un sistema di Feed in Premium (tariffa incentivante cumulativa
rispetto al prezzo zonale orario), mentre il V conto Energia (dal 27 agosto 2012 al 6 luglio 2013) basato
su un sistema di Feed in Tariff (tariffa onnicomprensiva).
Bozza di decreto ministeriale sugli incentivi alle FER no FV
Si è in attesa della pubblicazione del nuovo decreto ministeriale sugli incentivi per le fonti rinnovabili
diverse da quella fotovoltaica. Si tratta di un decreto transitorio che, secondo le diverse bozze revisionate
dai Ministeri coinvolti, ricalca l’impostazione del precedente DM 6/7/2012, cd Decreto Fer, tanto che sono
previsti meccanismi competitivi per l’accesso agli incentivi, quali aste per impianti con potenza maggiore
di 5 MW e registri per gli altri impianti con potenza ≤5 MW.
L’ammissione agli incentivi dovrebbe terminare decorsi 30 giorni dal raggiungimento della prima fra le
seguenti date:
>
1° dicembre 2016, ovvero per gli impianti idroelettrici che accedono direttamente agli incentivi il
>
la data di raggiungimento di un costo indicativo massimo di incentivi di 5,8 miliardi di euro/anno.
Dovrebbero essere pubblicati due bandi, le cui tempistiche non sono state ancora definite all’interno della
bozza, ma le risorse saranno comunque assegnate entro il 31 dicembre 2016.
All’interno dell’ultima bozza di decreto sono state introdotte due rilevanti novità:
>
la possibilità per gli impianti ubicati sul territorio di altri Stati Membri dell’Unione Europea, che
esportano fisicamente la loro produzione in Italia, di partecipare alle procedure d’asta previste dal
decreto;
>
la sospensione dell’erogazione degli incentivi nelle ore in cui si registrano prezzi zonali orari pari a
zero, per un periodo superiore a 6 ore consecutive. La stessa disposizione si riferisce al caso in
cui si registrano prezzi negativi, quando saranno introdotti nel mercato italiano.
Prezzi Negativi – documento di consultazione dell’AEEGSI 605/2015
L’AEEGSI ha pubblicato il documento di consultazione 605/2015 “Mercato dell’energia elettrica:
introduzione di prezzi negativi armonizzati a livello europeo ai sensi del regolamento UE 1222/2015
(CACM) – Primi orientamenti”, che si introduce nel più ampio procedimento di riforma della regolazione
43
1° dicembre 2017;
del servizio di dispacciamento. In particolare, l’Autorità presenta alcune riflessioni preliminari in merito
alla possibilità e alle implicazioni derivanti dall’eventuale introduzione dei prezzi negativi nel mercato
elettrico italiano. I prezzi negativi rappresenterebbero per l’Autorità uno strumento di mercato volto ad
affrontare condizioni di over generation secondo criteri di efficienza economica, applicati in prima battuta
solo nel mercato del giorno prima e nel mercato infragiornaliero. L’AEEGSI menziona, infatti, la necessità
di una gradualità e di una evoluzione del mercato nazionale prima dell’introduzione dei prezzi negativi.
Sbilanciamenti
A valle dell’annullamento della delibera 281/12 l’AEEGSI ha pubblicato la delibera 522/2014/R/eel con
cui, oltre ad introdurre una nuova disciplina in vigore dal 1° gennaio 2015 che prevede “bande”
differenziate per fonte, ha stabilito che per il periodo compreso tra il 1° gennaio 2013 (data di entrata in
vigore della deliberazione 281/2012/R/efr) e il 31 dicembre 2014, Terna Spa dovrà applicare i
corrispettivi di sbilanciamento, come inizialmente definiti dalla deliberazione n. 111/06.
La delibera 522/2014/R/eel è stata impugnata da numerosi operatori, compresa Enel Green Power Spa
che ha contestato l’applicazione della deliberazione n.111/06 negli anni 2013 e 2014 richiedendo
l’applicazione delle diverse delibere che di volta in volta si sono succedute nel tempo a cui l’operatore si è
doverosamente adattato. Si è ancora in attesa dell’udienza di merito.
Spagna
Produzione e domanda di energia elettrica nel mercato peninsulare
Milioni di kWh
Produzione netta
Consumo per pompaggi
Esportazioni nette
(1)
2015
2014
254.011
253.578
433
0,2%
(4.520)
(3.406)
(1.114)
(32,7%)
(1.466)
(6.628)
5.162
77,9%
248.025
243.544
4.481
1,8%
2015-2014
(1) Include il saldo di interscambio con il sistema extrapeninsulare.
Fonte: dati Red Electrica de Espaňa (Balance eléctrico: Estadistica diaria del sistema eléctrico espaňol peninsular - consuntivo dicembre
2015). I volumi del 2014 sono aggiornati al 9 dicembre 2015.
attestandosi a 248.025 milioni di kWh. Tale richiesta è stata interamente soddisfatta dalla produzione
netta nazionale destinata al consumo.
Le esportazioni nette nel 2015 risultano in decremento (77,9%) rispetto ai valori registrati nell’esercizio
2014; tale riduzione è essenzialmente connessa all’effetto netto di un decremento delle esportazioni e di
un aumento delle importazioni, dovuto ai minori prezzi medi di vendita sui mercati internazionali.
La produzione netta nel 2015 è in aumento dello 0,2% (433 milioni di kWh) per effetto della maggiore
domanda di energia elettrica nel mercato peninsulare.
44
L’energia richiesta nel mercato peninsulare nel 2015 risulta in aumento (+1,8%) rispetto al 2014,
Produzione e domanda di energia elettrica nel mercato extrapeninsulare
Milioni di kWh
Produzione netta
2015
2014
13.547
13.289
Importazioni nette
2015-2014
258
1,9%
1.333
1.298
35
2,7%
14.880
14.587
293
2,0%
Fonte: dati Red Eléctrica de Espaňa (Balance eléctrico: Estadistica diaria del sistema eléctrico espaňol extrapeninsular - consuntivo
dicembre 2015). I volumi del 2014 sono aggiornati al 13 gennaio 2016.
L’energia richiesta nel mercato extrapeninsulare nel 2015 risulta in aumento (+2,0%) rispetto al valore
registrato nel 2014, attestandosi a 14.880 milioni di kWh. Tale richiesta è stata soddisfatta dalla
produzione netta realizzata direttamente nel territorio extrapeninsulare per il 91,0% e dalle importazioni
nette per il restante 9,0%.
Le importazioni nette nel 2015 si attestano a 1.333 milioni di kWh e sono interamente relative
all’interscambio con la Penisola Iberica.
La produzione netta nel 2015 è in aumento dell’1,9% (+258 milioni di kWh) per effetto della maggiore
domanda di energia elettrica nel mercato extrapeninsulare.
Rinnovabili
In Spagna il settore delle rinnovabili ha registrato negli ultimi anni una crescita significativa.
Nel 2011 il governo spagnolo ha approvato il “Renewable Energy Plan” relativo al periodo 2011-2020
(“REP 2011-2020”), in cui viene stabilito il piano di sviluppo per il settore delle energie rinnovabili. Il REP
2011-2020 fissa specifiche misure da implementare per il raggiungimento dell’obiettivo posto in essere
dalla Direttiva dell’Unione Europea 2009/28/EC del 20% di consumo totale di energia da fonti rinnovabili
entro il 2020, termine entro il quale il governo prevede in particolare di raggiungere i 64 GW di capacità
installata, prevalentemente attraverso lo sviluppo dell’eolico e del solare. Il documento contiene specifici
>
Eolico: 35,7 GW di capacità entro il 2020;
>
Idroelettrico: 13,9 GW di capacità entro il 2020;
>
Geotermico: 0,05 GW di capacità entro il 2020;
>
Solare (Fotovoltaico e CSP): 12 GW di capacità entro il 2020;
>
Marino: 0,1 GW di capacità entro il 2020;
>
Biomassa (Biomassa solida, Waste e Biogas): 1,9 GW di capacità entro il 2020.
Tuttavia negli ultimi anni, a causa delle difficili condizioni macroeconomiche che hanno impattato sulla
crescita spagnola, la capacità installata da fonte rinnovabile si è mantenuta pressoché stabile. Nel 2015 si
è attestata a circa 48 GW, come evidenziato nel grafico sottostante.
45
target in termini di capacità e produzione per ogni tecnologia:
48,1
48,2
48,3
2013
2014
2015
Fonte: REE.
Con specifico riguardo al settore eolico, il mercato spagnolo rappresenta il secondo paese europeo (dopo
la Germania), con circa 23 GW di capacità installata nel 2015 la maggior parte dei quali nella regione di
Castilla y León. La base installata eolica è rimasta essenzialmente stabile e rappresenta, nel 2015, circa il
48% della capacità installata rinnovabile totale.
23,0
23,0
23,1
2013
2014
2015
Fonte: REE.
Marocco
energia, che sta per aumentare del 36% all’orizzonte del 2015, e di triplicare da oggi al 2030. Le energie
rinnovabili costituiscono la migliore risposta a queste priorità. La scommessa principale sarà quella di
assicurarne lo sviluppo valorizzando il potenziale solare e eolico e di ingrandire la loro integrazione nei
mercati regionali e internazionali. L’ambizione del Marocco è di ottenere un tasso del 42% della capacità
energetica istallata in energie rinnovabili da oggi fino al 2020.
Nel 2015 il Marocco presenta una capacità installata totale pari a circa 3 GW, con una crescita stimata di
circa il 12% rispetto al 2014.
46
L’accelerazione dello sviluppo economico e sociale in Marocco ha portato alla crescita della domanda di
2,3
2013
2,9
2,6
2014
2015E
Fonte: Enerdata, GWEC, SPE (EPIA), IEA.
Il settore eolico, in particolare, risulta essere quello che maggiormente ha contribuito alla crescita della
capacità rinnovabile installata in termini percentuali.
1,0
0,8
0,5
2013
2014
2015E
Fonte: Enerdata, GWEC, SPE (EPIA), IEA.
Aspetti normativi e tariffari - Spagna
Il sistema di incentivazione spagnolo per le fonti rinnovabili era basato prevalentemente su uno schema
energetica focalizzata principalmente sulla necessità di risolvere il problema del “deficit tariffario”. A tale
fine il Regio Decreto-Legge 1/2012 ha da una parte sospeso i procedimenti di “pre-assegnazione” e
dall’altra soppresso gli incentivi economici per le nuove installazioni da energie rinnovabili non iscritte nel
Registro. La legge n. 15/2012 ha introdotto una tassa del 7% sull’energia elettrica prodotta da qualsiasi
tipo di tecnologia ed un canone del 22% per l’utilizzo delle acque per la produzione di energia elettrica
(ridotto del 90% per le installazioni di potenza inferiore a 50 MW).
Nel corso del 2013 il Real Decreto 2/2013 ha eliminato l’opzione di remunerazione basata su prezzo di
mercato più feed-in premium lasciando solo la possibilità della Feed-in-Tariff (prezzo energia incluso) o il
prezzo di mercato, senza premium ed ha modificato il riferimento dell’indicizzazione della Feed in Tariff
per le rinnovabili e la cogenerazione.
Nell’ambito del processo di riforma del settore elettrico iniziato a luglio 2013 mediante l’adozione del
Regio Decreto Legge n. 9/2013, il 6 giugno 2014, è stato approvato il Regio Decreto 413/2014
concernente la regolazione della produzione da fonti energetiche rinnovabili, cogenerazione e residui.
Il Decreto introduce un nuovo schema di remunerazione basato sul concetto di ‘profittabilità ragionevole’,
47
di feed-in tariff e feed-in premium. Sia il 2012 che il 2013 sono stati caratterizzati da una politica
pari all’andamento dei titoli di stato decennali, maggiorato di 300 punti base. Per il primo periodo
regolatorio, della durata di sei anni a partire da giugno 2013, il ritorno dell’investimento dovrebbe
attestarsi al 7,4% reale pre-tasse.
Il nuovo schema prevede una remunerazione basata sulla vendita dell’energia al prezzo di mercato, cui si
aggiunge una retribuzione annuale addizionale solo nel caso in cui il prezzo di mercato non sia sufficiente
a garantire il livello di profittabilità ragionevole fissato. L’eventuale remunerazione addizionale è
determinata sulla base di costi standard operativi e di investimento di un’impresa efficiente e ben gestita
e per cluster di impianti. I suddetti parametri standard sono stati definiti in data 20 giugno 2014
mediante l’approvazione dell’Ordine Ministeriale IET/1045/2014.
In data 8 luglio 2014 Enel Green Power ha presentato ricorso amministrativo al Regio Decreto n.
413/2014 e l’Ordine Ministeriale IET/1045/2014. Relativamente al ricorso al Regio Decreto, è stata
presentata la domanda e si è in attesa del responso del Tribunale Supremo. Relativamente al ricorso
all’Ordine Ministeriale, nel 2015 sono state richieste informazioni addizionali ed una volta ottenute è stata
presentata la domanda che è in attesa di ricevere la perizia.
Nel corso del 2015 sono stati emessi due Ordini Ministeriali allo scopo di migliorare il nuovo framework
regolatorio. Il primo Ordine Ministeriale, IET/1344/2015, stabilisce gli standard dei parametri di
remunerazione per alcune tipologie di impianti solari e di cogenerazione non inclusi nell’Ordine
Ministeriale IET/1045/2014 e quindi esclusi dal sistema di incentivazione da luglio 2013. Il secondo
Ordine Ministeriale, IET/1345/2015, aggiorna i valori della remunerazione per gli impianti di
cogenerazione e biomassa per il secondo semestre 2015 e definisce i meccanismi di revisione di tali
valori, da applicare negli anni successivi.
Il 31 luglio 2015 è stato emesso il Decreto Regio n. 738/2015, che stabilisce il framework regolatorio e il
meccanismo di dispacciamento per gli impianti localizzati nelle isole (Canarie, Baleari, Ceuta e Melilla).
Il 5 agosto 2014 è stato pubblicato l’Ordine Ministeriale IET/1459/2014 con il quale sono stati definiti i
parametri per la remunerazione e il meccanismo di assegnazione del regime di remunerazione specifico
per i nuovi impianti eolici e fotovoltaici nei sistemi elettrici extra-peninsulari. Inoltre, il 24 settembre 2015
è stato pubblicato l’ordine ministeriale IET/1953/2015, che aggiorna il precedente, IET/1459/2014, con lo
capacità installata complessiva fino a 450 MW.
Durante gli ultimi mesi del 2015 è stato definito il criterio tale per cui si assegnino incentivi ai nuovi
impianti di energia rinnovabile, in linea con il nuovo quadro normativo. Ciò annulla l’ efficacia della
moratoria imposta dal regio decreto legge 1/2012. Questo criterio, che prevede l’assegnazione mediante
un processo d'asta, era stato già contemplato nella nuova legge sull'approvvigionamento elettrico, anche
se i dettagli per la sua applicazione rimanevano ancora da definire. E 'stato definito mediante il Regio
Decreto 947/2015, il decreto ministeriale IET/2212/2015 e la risoluzione del 30 novembre del Segretario
di Stato per l'energia. La prima asta, fissata per il 14 gennaio 2016, sollecita 500 MW di potenza eolica e
200 MW da biomasse.
Il 19 dicembre è stata pubblicata la risoluzione del 18 dicembre del Segretario di Stato dell’energia che
stabilisce i criteri e le prove di abilitazione che le energie rinnovabili dovranno superare per essere
considerate idonee per partecipare ai servizi di aggiustamento del sistema, aperti, fino ad oggi, alle sole
energie prodotte da fonti convenzionali.
48
scopo di aumentare la partecipazione al meccanismo per l’allocazione di incentivi a impianti eolici per una
Aspetti normativi e tariffari - Marocco
Il Marocco è un paese caratterizzato da una percentuale alta di importazione di energia elettrica. In
particolare dal 2008 il governo marocchino ha promosso strategie per incrementare la produzione locale
di energia rinnovabile. Le risorse eoliche e solari sono altamente disponibili in tutto il paese e per tale
ragione il governo ha appoggiato principalmente lo sviluppo delle tecnologie eolico, solare e idroelettrico.
L’obiettivo per il 2020 è che il 42% della produzione elettrica del paese provenga da fonte rinnovabile.
Con l’obiettivo di gestire e governare lo sviluppo delle fonte rinnovabili in Marocco, il governo ha creato
due istituzioni: ADEREE – Agenzia nazionale per lo sviluppo delle energie rinnovabili e l’efficienza
energetica, e MASEN - Agenzia marocchina dell’energia solare.
La prima modalità per lo sviluppo delle rinnovabili è basato in aste competitive. Il Governo garantisce un
Power Purchase Agreement (PPA) con l’acquirente unico ONEE - Ente nazionale del settore elettrico. In
questo contesto, nel 2015 il governo sta assegnando 850 MW di energia eolica e ha avviato la prima fase
di un processo competitivo per assegnare 170 MW di energia solare (programma di NOOR PV gestito da
MASEN).
Oltre a questa prima modalità di sviluppo delle rinnovabili, esistono due ulteriori modalità, ovvero
l’autoproduzione e la liberalizzazione dei clienti di alta tensione a condizione che siano approvvigionati da
energia di fonte rinnovabile.
Questa ultima modalità, si basa sull’apertura della commercializzazione ai clienti di alta tensione. La legge
09/13 permette ad un produttore di energia rinnovabile di realizzare un nuovo impianto con il fine di
vendere a clienti di alta tensione.
Il Marocco si propone di creare un nuovo ente chiamato ANRE con la funzione di regolatore nazionale ed
indipendente dell'energia per garantire il rispetto della normativa vigente e la competitività tra gli
operatori nei mercati dell'energia elettrica e del gas, fissare i prezzi e le condizioni di accesso alla rete di
trasmissione e interconnessione. Con tale fine, nel 2015 il governo ha avviato la fase di elaborazione di
una legge.
Nel 2015, il governo ha avallato il progetto di legge 58 del 2015 che modifica alcuni aspetti della legge
alle reti di bassa tensione. Le condizioni specifiche verranno definite e regolamentate successivamente.
Tale disegno di legge regola anche aspetti relativi all’immissione di energia rinnovabile in eccesso nella
rete ad alta tensione.
Est Europa and Egitto
Grecia
La Grecia, in ottemperanza agli obiettivi concordati con il recepimento della normativa comunitaria, ha
posto l’accento sullo sviluppo dell’ energia prodotta da fonti rinnovabili. Attraverso la legge 3851/2010
“Accelerating the development of Renewable Energy Sources to deal with climate change and other
regulations addressing issues under the authority of the Ministry of Environment, Energy and Climate
Change”, la Grecia punta infatti ad incrementare l’attuale quota di energia pulita fino a circa il 40% della
produzione totale di elettricità entro il 2020. L’obiettivo si stima possa essere raggiunto attraverso un
efficiente mix di misure fiscali, finanziarie e tecniche tra cui la revisione del sistema delle Feed-in-Tariffs,
49
09/13. Questo disegno di legge prevede che i produttori di energia rinnovabile possano accedere anche
la semplificazione delle procedure di licensing e l’abbattimento delle barriere per l’attuazione di progetti
rinnovabili a livello locale.
Nel Piano di Azione Nazionale “National Renewable Energy Action Plan in the scope of Directive
2009/28/EC”, finalizzato all’attuazione della Direttiva dell’Unione Europea 2009/28/EC, la Grecia ha
stimato che la capacità installata totale da fonti rinnovabili possa attestarsi nel 2020 a 13 GW con i
maggiori contributi provenienti, rispettivamente, dal settore eolico e solare.
Le misure introdotte negli anni 2012-2014 al fine di ridurre il deficit tariffario, tuttavia, potrebbero
determinare un rallentamento della crescita del settore. La capacità rinnovabile installata ha raggiunto nel
2015 circa 8 GW, in aumento dell’8% rispetto al 2014.
6,9
7,3
7,9
2013
2014
2015
Fonte: Lagie, Enerdata, Eu commission.
Il settore eolico, in particolare, registra una crescita piuttosto regolare lungo tutto il periodo di
1,9
2,0
2,1
2013
2014
2015
Fonte: Lagie, Enerdata, Eu commission.
Romania
La Romania, attraverso il meccanismo dei certificati verdi, ha ampiamente favorito lo sviluppo delle
energie rinnovabili negli ultimi anni. Secondo il “Piano di Azione Nazionale per l’Energia Rinnovabile”
(“NREP”), finalizzato all’attuazione della Direttiva dell’Unione Europea 2009/28/EC, il governo rumeno
prevede di raggiungere circa 12,6 GW di capacità installata da fonti rinnovabili entro il 2020, una base
installata che contribuirà a sostenere il consumo lordo di elettricità del paese per il 38,2%.
Si stima che la Romania abbia registrato una crescita di circa il 4% della propria capacità installata da
fonti rinnovabili durante il 2015 attestandosi al di sopra di 11 GW, come evidenziato nel grafico
sottostante.
50
riferimento, attestandosi nel 2015 a circa 2,1 GW, con un incremento pari a circa il 6% rispetto al 2014.
10,5
10,9
11,4
2013
2014
2015E
Fonte: GWEC, Transelectric, Eu commission, Enerdata.
Tale sviluppo è attribuibile prevalentemente alla tecnologia eolica. Nell’ultimo anno, la capacità installata
eolica è aumentata del 10%, attestandosi ad un valore stimato di circa 3,3 GW nel 2015. Tale capacità è
localizzata prevalentemente nella regione di Dobrogea, che affaccia sul Mar Nero e presenta una
morfologia geografica particolarmente favorevole essendo una regione pianeggiante e non densamente
popolata.
2,6
2013
3,0
2014
3,3
2015E
Fonte: GWEC, Transelectric, Eu commission, Enerdata.
Oggi la Bulgaria è già tre punti percentuali oltre rispetto all’obiettivo comunitario 2020 di garantire che il
16% di produzione derivi da fonte rinnovabile. L'aumento della capacità rinnovabile è stata sostenuta in
passato da una serie di misure regolatorie. Lo strumento principale è stato il meccanismo Feed- in Tariff.
Tuttavia nel mese di marzo 2015, il Parlamento bulgaro ha deciso di rimuovere il meccanismo delle tariffe
Feed-in per i nuovi progetti di energia rinnovabile. Nel mese di luglio dello stesso anno, sono stati
approvati alcuni emendamenti che impongono una tassa retroattiva del 5% sul reddito di tutti i produttori
di energia elettrica.
Negli ultimi anni la Bulgaria ha registrato una crescita della capacità rinnovabile installata che, nel 2015,
si stima abbia raggiunto circa 4,5 GW, in aumento del 9% rispetto al 2014.
51
Bulgaria
4,1
4,1
2013
2014
4,5
2015E
Fonte: BNEF, IEA, SPE, IRENA
Germania
Il programma "Energy Turnaround" recentemente approvato prevede di eliminare gradualmente l'energia
nucleare entro il 2022 e in gran parte sostituirla con capacità rinnovabile. Il mercato energetico e delle
fonti rinnovabili è attualmente in corso di riforma, principalmente con riferimento al meccanismo di aste
competitive.
Nel 2015, il 12,6 % del consumo finale di energia della Germania proveniva da fonti rinnovabili. Questa
cifra è giuridicamente vincolata a salire al 18% entro il 2020, ai sensi della direttiva europea sulle energie
rinnovabili (2009/28 / CE).
Si stima che la Germania abbia registrato una crescita di circa il 9% della propria capacità installata da
fonti rinnovabili durante il 2014 attestandosi al di sopra di 97 GW, come evidenziato nel grafico
sottostante.
2013
2014
97,2
2015E
Fonte: BNEF, EWEA, Federal Ministry of Energy, EU commission
Tale sviluppo è attribuibile prevalentemente alla tecnologia eolica. Nell’ultimo anno, la capacità installata
eolica è aumentata del 16%, attestandosi ad un valore stimato di circa 45 GW nel 2015. L’eolico
rappresenta circa il 47% della capacità rinnovabile istallata.
52
81,6
88,8
34,3
2013
39,1
2014
45,4
2015E
Fonte: BNEF, EWEA, Federal Ministry of Energy, EU commission
Turchia
La Turchia ha intrapreso una riforma del mercato ambiziosa, con lo scopo di privatizzare e liberalizzare il
settore energetico e lo sfruttamento delle risorse energetiche nazionali (in particolare la lignite) ma anche
le energie rinnovabili, riducendo la dipendenza del Paese dai combustibili importati. Il governo ha fissato
obiettivi di capacità per il 2023 e il 2030 per stare al passo con la crescente domanda.
Negli ultimi anni la Turchia ha registrato una crescita della capacità rinnovabile installata che, nel 2015, si
stima abbia superato i 30 GW, in aumento dell’ 8% rispetto al 2014.
25,6
2013
28,0
2014
30,2
2015E
Il settore eolico, in particolare, registra una crescita piuttosto rapida negli ultimi 2 anni di riferimento,
attestandosi nel 2015 ad un valore stimato di circa 4,6 GW, un incremento pari a circa il 26% rispetto al
2014.
4,6
3,6
2,8
2013
2014
2015E
Fonte: TEIAS, EPIA, BNEF, IRENA, IEA.
53
Fonte: TEIAS, EPIA, BNEF, IRENA, IEA
Egitto
Per quanto riguarda il quadro normativo in Egitto, il Ministero dell'Elettricità e dell'Energia e il Regulatory
Agency ha lanciato nel 2014 un sistema di Feed-in Tariff per progetti fotovoltaici ed eolici inferiori a 50
MW. L'obiettivo è quello di aumentare la produzione di energia rinnovabile in Egitto con la costruzione di
2.3 GW di potenza fotovoltaica e 2 GW di eolico entro il 2020.
I progetti oltre 50MW sono soggetti a un processo di asta competitiva. Nel mese di agosto 2015, il
governo ha annunciato tre nuove gare per lo sviluppo di 500 MW di eolico e di capacità solare.
Negli ultimi anni l’Egitto ha registrato una crescita della capacità rinnovabile installata che, nel 2015, si
stima abbia raggiunto circa 4 GW, in aumento del 14% rispetto al 2014.
3,6
3,6
2013
2014
4,1
2015E
Fonte: Ministry of Energy and Electricity; BNEF; IRENA; IEA.
Aspetti normative e tariffari - Grecia
Nel meccanismo di incentivazione greco prevale il sistema della Feed-in Tariff differenziato per fonte.
Negli anni 2012-2014 varie misure sono state introdotte per ridurre il deficit di sistema riducendo gli
incentivi; un nuovo meccanismo, basato su premi e gare, dovrebbe sostituire l’attuale ma a causa
dell’incertezza politica non è prevedibile la sua attuazione.
Il mercato elettrico Wholesale e il Capacity Assurance Mechanism (CAM) sono in fase di riforma.
In base alla proposta, il modello Wholesale sarà composto da quattro distinti mercati: il mercato Forward,
bilanciamento.
Il modello CAM si baserà su quattro pilastri: disponibilità di capacità, flessibilità, riserva strategica,
Demand Side Response. Il 28 dicembre 2015 il Governo greco ha inviato all’Unione Europea la proposta
di funzionamento del CAM che recepisce l’indicazione dell’Unione stessa di non prevedere pagamenti
retroattivi per il 2015.
Aspetti normative e tariffari - Romania
In Romania la principale forma di incentivazione per tutte le fonti rinnovabili è il sistema dei Certificati
Verdi (CV), ad eccezione degli impianti idroelettrici con potenza superiore a 10 MW, i quali non accedono
a nessuno schema incentivante. I venditori hanno l’obbligo di acquistare ogni anno una determinata
quota di fonte rinnovabile tramite l’acquisto di CV - sulla base di obiettivi annuali stabiliti da legge - come
quote di produzione lorda da rinnovabile. L’Autorità rumena pubblica annualmente la quota obbligatoria
ricalcolata al fine di equilibrare la domanda e l’offerta. Il valore dei certificati varia sulla base di
coefficienti moltiplicativi differenziati per fonte. In particolare, 2 CV per ogni MWh di produzione da
biomassa, geotermica ed eolica fino al 2017 (dopo il 2017 1 CV), 6 CV per ogni MWh di produzione
54
il mercato del giorno prima (l’unico attualmente già in funzione), l’intra-giornaliero e il mercato di
fotovoltaica, 3 CV per ogni MWh di produzione idroelettrica per impianti di nuova costruzione. Il prezzo
dei CV è definito per legge in un intervallo tra un valore minimo ed un valore massimo (cap & floor). In
caso di inadempimento, i venditori sono soggetti ad una penale.
L’ordinanza di modifica temporanea del meccanismo dei certificati verdi CV EGO n. 57/2013 ha stabilito la
sospensione per un periodo limitato (dal 1° luglio 2013 al 31 marzo 2017) della commercializzazione di
parte dei certificati dovuti ai produttori rinnovabili (1 CV/MWh per l’eolico e mini-idro e 2 CV/MWh per il
fotovoltaico). I CV trattenuti potranno essere commercializzati gradualmente a partire dal 1° aprile 2017
(per il fotovoltaico e per il mini-idro) o dal 1° gennaio 2018 (per gli impianti eolici) fino a dicembre 2020.
Il 31 dicembre 2015, il Governo ha pubblicato la quota di energia rinnovabile incentivata per il 2016, pari
al 12,15%; nel 2015 tale quota era pari all’11,9% (decisione n. 1110/2014 pubblicata il 19 dicembre
2014).
Aspetti normative e tariffari - Bulgaria
Il sistema di incentivazione bulgaro è caratterizzato prevalentemente da feed-in tariff differenziate per
fonte. Accedono al meccanismo gli impianti eolici on-shore, impianti fotovoltaici, idroelettrici con capacità
inferiore a 10 MW e infine impianti alimentati a biomassa con capacità inferiore a 5 MW.
Dal 2012 al 2014 sono stati introdotti numerose modifiche alla regolazione tra cui una imposta locale del
20% (poi annullata dalla Corte), una access fee, dei limiti alla produzione incentivata; tutti strumenti
mirati a ridurre il deficit di sistema generatosi per effetto degli incentivi.
Aspetti normative e tariffari - Turchia
La regolazione delle energie rinnovabili in Turchia prevede un meccanismo di Feed-in-Tariff in dollari
statunitensi, garantita per 10 anni, con la possibilità di passare per gli operatori di optare per il mercato
aperto ogni anno fino al 2020. Nel caso in cui si utilizzi componentistica locale, il sistema prevede ulteriori
5 anni di incentivazione garantita.
Aspetti normative e tariffari - Germania
Nel paese sono previsti tre tipologie diverse di meccanismo di incentivazione:
>
Feed in Tariff, applicabile per gli impianti in quantità diverse a seconda della data di entrata in
esercizio;
>
Feed-in-premium, calcolata come differenza tra l’“applicable value” (ct/kWh) per ogni tipo di
>
Gare, da implementare a partire del 2017 al posto del feed-in-premium.
America Latina
Messico
Il 3 giugno 2013, il Governo Messicano ha pubblicato la Strategia nazionale sul Cambiamento Climatico
che stabilisce l’obiettivo di ridurre le emissioni di gas serra del 30% entro il 2020 del 50% e entro il 2050
rispetto ai valori del 2000, attraverso l’inserimento delle energie rinnovabili nella matrice energetica,
misure di efficienza energetica ed il passaggio alle “smart cities”.
Gli ultimi anni hanno visto il governo messicano molto attivo per promuovere ulteriormente lo sviluppo di
un quadro regolatorio in supporto alle energie rinnovabili. Tali interventi si sono concretizzati nel 2015
con l’approvazione di leggi e regolamenti finalizzati al raggiungimento di un obiettivo del 35% di
generazione elettrica da fonti non inquinanti al 2024. Gli interventi prevedono meccanismi di
55
fonte rinnovabile e la media del prezzo mensile dell’energia elettrica;
contrattazione a breve e a lungo termine per la compravendita di energia, potenza e certificati di “energia
limpia” ed aste dedicate alla fornitura dei clienti regolati.
Nonostante l’attesa per la nuova normativa, il Messico è stato interessato da un significativo flusso di
investimenti nel 2015. Si stima infatti che la capacità installata rinnovabile abbia registrato nel 2015 un
incremento pari a circa l’11% rispetto al 2014, attestandosi a circa 18 GW.
18,0
14,8
2013
16,1
2014
2015E
Fonte: SENER, GWEC, Enerdata.
La tecnologia eolica è quella che ha contribuito maggiormente alla crescita complessiva della capacità
installata rinnovabile nell’ultimo anno. Al 2015, come evidenziato nel grafico sottostante, si stima che la
base installata eolica si attesti a circa 3,5 GW.
3,5
2,4
1,9
2013
2014
2015E
Brasile
Il Brasile rappresenta il paese dell’America Latina con la maggiore capacità installata da fonti rinnovabili.
Secondo il Global Wind Energy Outlook 2014, l’offerta di energia da fonti rinnovabili in Brasile risulta
ancora fortemente concentrata sull’idroelettrico (circa l’80% del totale), con il settore eolico e delle
biomasse in rapida crescita.
Come riporta il World Energy Outlook 2014, la capacità installata da fonti rinnovabili in Brasile sarà
7
caratterizzata da un marcato incremento, attestandosi a 137 GW nel 2020 . In particolare, i maggiori
contributi alla crescita proverranno dal settore idroelettrico (storicamente il più sviluppato) ed eolico (il
quale si stima possa crescere esponenzialmente nei prossimi anni).
Recentemente il Ministero dell’Energia ha pubblicato il nuovo piano di espansione del settore (PDE2023 Plano Decenal de Expansão de Energia) che include importanti obiettivi di crescita previsti per la capacità
rinnovabile.
7
Inclusi i pompaggi puri
56
Fonte: SENER, GWEC, Enerdata.
La capacità installata, nel 2015, è pari a circa 113 GW, in crescita del 5% rispetto al dato dell’anno
precedente.
100,8
2013
107,3
2014
112,6
2015
Fonte: Aneel, IEA, GWEC, Enerdata.
La capacità installata da fonte eolica si attesta nel 2015 a circa 7 GW in significativa crescita rispetto
all’anno precedente (+20%). Contestualmente si assiste ad una crescita del contributo della tecnologia
eolica sul totale (dal 5,5% nel 2014 al 6,3% nel 2015).
7,1
5,9
3,5
2013
2014
2015
Fonte: Aneel, IEA, GWEC, Enerdata.
Cile
e provvede al soddisfacimento della domanda interna di energia principalmente attraverso importazioni.
Ciò detto, il Cile possiede un importante potenziale in termini di energie rinnovabili, per diverse
tecnologie quali idroelettrico, eolico, solare e geotermico; tuttavia, secondo stime del Global Wind Energy
Outlook 2014, queste rappresentano meno dell’1% del mix energetico.
Nel 2013, il senato cileno ha votato una risoluzione che aumenta il target di energia prodotta da
rinnovabili al 20%, da raggiungere entro il 2025.
Inoltre, recentemente è stato introdotto un ulteriore obiettivo in termini di capacità installata, prevedendo
che il 45% della nuova capacità che verrà installata nel periodo 2014-25 sarà rappresentata da impianti
rinnovabili.
In effetti, recentemente, il settore fotovoltaico ha permesso non solo di ridurre drasticamente le
emissioni, ma ha anche permesso di ridurre il costo dell’energia elettrica, tra i più alti dell’America Latina.
Come mostra il grafico sottostante, al 2015, si stima che il Cile presenti una capacità installata da fonti
rinnovabili pari ad oltre 9 GW, in aumento del 16% rispetto al dato dell’anno precedente.
57
A differenza di molti stati dell’America Latina, il Cile non presenta un’abbondante dotazione di fonti fossili
9,4
8,1
6,8
2013
2014
2015E
Fonte: CNE, SPE, Enerdata, GWEC, BNEF.
Colombia
Durante il periodo 2015-2019, secondo le stime di Business Monitor International, la generazione
complessiva colombiana aumenterà ad un tasso annuale medio del 3,6%, raggiungendo 81,3 TWh nel
2019. Tale incremento sarà guidato principalmente dalla crescita annuale della generazione idroelettrica,
prevista al 4%, mentre la crescita annuale media di generazione da fonte termica a carbone e a gas, sarà
rispettivamente pari al 2,7% e al 2,5%.
Inoltre, la Colombia è uno dei pochi Paesi dell’America Latina ad aver organizzato una borsa elettrica. Fin
dal 1995 le compagnie elettriche e grandi consumatori possono negoziare tramite contratti bilaterali di
medio termine. Il settore elettrico colombiano comprende un mix di operatori pubblici e privati, con più
del 45% della capacità di generazione nelle mani di privati.
Nel 2015 la Colombia presenta una capacità installata totale pari a circa 11,5 GW, costituita
principalmente da fonti idroelettriche, con una crescita stimata di circa il 4% rispetto al 2014.
11,0
11,5
2013
2014
2015E
Fonte: UPME
Perù
La generazione di energia in Perù secondo le stime di Business Monitor International crescerà molto
rapidamente tra il 2015 ed il 2023; le ultime stime parlano di una crescita media annuale del 6,6%,
mentre nello stesso periodo la domanda si amplierà del 5,4% annuo.
La produzione idroelettrica conta circa il 54% della generazione totale e sembra destinata ad aumentare
poiché l’aumento della capacità idroelettrica è tra le priorità delle politiche energetiche del Governo.
Lo sviluppo di progetti rinnovabili, quali solare ed eolico, si è avviato verso una fase di maturazione. Il
governo ha infatti annunciato di voler raggiungere l’obiettivo del 5% di energia prodotta da fonte solare
ed eolica entro il 2017.
58
10,0
Al 2015, il Perù presenta una capacità installata da fonti rinnovabili pari a 3,8 GW, costituita
principalmente da fonti idroelettriche, con una crescita stimata di circa il 4% rispetto al 2014.
3,3
2013
3,7
3,8
2014
2015E
Fonte: COES, stime Egp
Panama
Lo stato di Panama, pur non essendo un produttore o consumatore di energia di primo piano, mantiene
un’importanza notevole per il commercio e il transito dell’energia grazie al controllo sul Canale di Panama
e l’Oleodotto Trans-Panama. Ciò detto, la quota di generazione attribuibile a fonti rinnovabili rimane
elevata, grazie soprattutto alla significativa capacità installata della tecnologia idroelettrica.
Come evidenziato dal grafico sottostante, la capacità installata stimata nel 2015, attestandosi a quota 2,4
GW, presenta un aumento del 47% circa rispetto all’anno precedente.
1,5
1,7
2013
2014
2015E
Fonte: CEPAL, ASEP, Enerdat, IRENA.
Costa Rica
Il Costa Rica, ad oggi, risulta essere uno dei Paesi più interessanti dell’America Centrale in termini di
capacità installata da fonti rinnovabili, con il contributo prevalente della tecnologia idroelettrica. Le
tecnologie rinnovabili giocano un ruolo di primo piano anche con riguardo alla generazione di energia
elettrica, contribuendo per circa l’85%.
Si stima che la capacità installata rinnovabile abbia registrato nel 2015 un incremento pari a circa il 4%
rispetto al 2014, attestandosi a 2,5 GW.
59
2,4
2,2
2013
2,4
2014
2,5
2015E
Fonte: Erenrdata, ICE, IRENA, GWEC.
Guatemala
Il Guatemala, uno dei paesi più popolati dell’America Centrale con oltre 15 milioni di abitanti, presenta
una crescente domanda di energia ed un considerevole utilizzo di risorse rinnovabili (in particolare
idroelettrico e biomassa) nel proprio mix energetico.
Secondo l’Energy Policy 2013-2027 il Paese ha stabilito un target di generazione da fonti rinnovabili pari
all’80% nel 2027.
Nel 2015, la base installata da fonte rinnovabile è cresciuta del 27% arrivando a circa 2,2 GW stimati, di
cui circa il 50% derivante da fonte idroelettrica.
2,2
1,7
2013
2014
2015E
Fonte: Enerdata, BNEF, IRENA.
Uruguay
L’Uruguay è candidato ad emergere come uno dei più grandi mercati eolici in America Latina nel prossimo
decennio, in competizione con Paesi più grandi in termini di peso economico e di dimensioni geografiche .
Oltre al contesto finanziario promettente del Paese, tra i fattori che supportano questa visione si possono
citare condizioni di vento favorevoli, un'infrastruttura di trasmissione e distribuzione di energia adeguata
e l'approccio del governo per uno sviluppo sostenibile basato su accordi di acquisto di energia a lungo
termine.
La capacità installata, nel 2015, è stimata essere pari a 2,7 GW, in crescita del 29% rispetto al dato
dell’anno precedente.
60
1,6
2,7
1,7
2013
2,1
2014
2015E
Fonte: BNEF, IEA, SPE, IRENA.
La capacità installata da fonte eolica si attesta nel 2015 a circa 0,8 GW in significativa crescita rispetto
all’anno precedente (+80%). Contestualmente si assiste ad una crescita del contributo della tecnologia
eolica sul totale (dal 25% nel 2014 al 30% nel 2015).
0,8
0,5
0,1
2013
2014
2015E
Fonte: BNEF, IEA, SPE, IRENA
Aspetti normativi e tariffari - Brasile
Il sistema di incentivazione delle fonti rinnovabili in Brasile nasce nel 2002 con un sistema feed-in
(PROINFA) per poi armonizzarsi al sistema di vendita dell’energia convenzionale, attraverso meccanismi
ad impianti nuovi o a impianti esistenti e possono essere definite principalmente in:
>
Leilão Fontes Alternativas, riservate alle tecnologie rinnovabili eolica, biomassa e idroelettrico fino
a 50 MW;
>
Leilão Energia de Reserva, alla quale possono accedere i progetti che entreranno in esercizio
entro tre anni dalla data di celebrazione dell’asta. Queste tipologie di aste sono convocate
tipicamente per incrementare il margine di riserva e/o promuovere lo sviluppo di terminate
tecnologie (come il rinnovabile);
>
Leilão de Energia Nova alla quale possono accedere tutti i progetti con data prevista di esercizio
superiore a tre anni dall’asta. Tali aste si differenziano A-3 e A-5 in funzione dell’obbligo del
produttore a fornire l’energia assegnata dopo tre o cinque anni.
Il meccanismo tipico di svolgimento dell’asta prevede due fasi: descending clock, in cui l’organizzatore
dell’asta fissa il prezzo di apertura e i produttori presentano offerte al ribasso; pay as bid, in cui i
produttori rimasti riducono ulteriormente il prezzo fino al punto in cui l’offerta di energia copre tutta la
domanda messa in asta. Ai vincitori dell’asta sono assegnati contratti di lungo termine di durata variabile:
61
di asta competitiva. Sono previste tipologie di aste diverse a seconda che la partecipazione sia riservata
15 anni per impianti termoelettrici alimentati a biomassa, 20 anni per impianti eolici, 25 anni per gli
impianti solari e 30 anni per gli impianti idroelettrici.
Nel corso del 2015 si sono svolte otto aste destinate alla fornitura dei clienti regolati, di cui cinque hanno
visto la partecipazione di progetti rinnovabili. In totale sono stati assegnati contratti per circa 5.5 GW a
nuova capacità. Nel mese di Novembre il Governo Federale ha inoltre svolto un’asta per la riallocazione di
circa 6 GW di concessioni idro in scadenza, attraverso contratti trentennali, che prevedono una
remunerazione dei costi operativi per il 70% della capacità e la possibilità di allocare il rimanente 30% sul
mercato libero.
Nel mese di settembre, il Ministero ha approvato un Decreto che permetterà agli impianti eolici, operativi
da almeno 24 mesi e che abbiano subito alterazioni tecniche nello sviluppo del progetto, di ricalcolare il
valore della loro “Garantia Física”, ovvero la massima capacità con cui un impianto può partecipare ad
un’asta per la fornitura dei clienti regolati. Gli impianti, che in base alla metodologia approvata, registrino
un differenziale positivo, potranno commercializzarla attraverso aste A-0 e A-1 o a clienti liberi.
Nel mese di dicembre è stata approvata la Legge 13.203 che, tra gli altri emendamenti, ha introdotto un
nuovo meccanismo per la gestione del rischio idrologico che permette ai generatori idroelettrici, in via
opzionale, di trasferire tale rischio ai clienti finali in cambio di una riduzione di prezzo dei contratti firmati.
È stata inoltre incrementata da 30 MW a 300 MW la soglia per permettere agli impianti rinnovabili di
beneficiare degli incentivi fiscali ed è stata introdotta la possibilità che impianti risultati vincitori in
precedenti aste partecipino, con eventuali surplus di capacità, alle prossime aste per la fornitura dei
clienti regolati.
Aspetti normativi e tariffari – Cile
Il Cile è caratterizzato da un sistema di quote obbligatorie in capo a chi ritira l’energia per
commercializzarla con distributori o venditori finali. La legge stabilisce due differenti target a seconda
della data di firma del contratto di fornitura:
>
per tutta l’energia contrattualizzata tra il 31 agosto 2007 ed il 30 giugno 2013 è previsto che
venga immessa nel sistema, a partire dal 2014, una quota pari al 5%, con un aumento dello
0,5% annuo, al fine di raggiungere una quota pari al 10% da fonte rinnovabile entro il 2024;
>
per tutti i contratti firmati a partire dal 1° luglio 2013, la Legge n.20698 del 2013, prevede un
target del 20% al 2025 da raggiungere progressivamente partendo da una quota iniziale del 6%
Tutte le fonti rinnovabili sono eleggibili ai fini dell’obbligo. Con specifico riferimento agli impianti
idroelettrici fino a 40 MW, è previsto un fattore di correzione che riconosce integralmente i primi 20 MW e
introduce un decalage per la quota tra 20 e 40 MW. Il meccanismo prevede inoltre delle penalità in caso
di non raggiungimento della quota obbligatoria.
Nel mese di maggio del 2014 il presidente Michelle Bachelet ha presentato la nuova Agenda Energetica
del paese indicando i principali obiettivi del sistema, le tappe dell’agenda normativa ed il piano di
investimenti che il Governo intende effettuare nel prossimo mandato. Con particolare riferimento alle
rinnovabili, l’agenda, oltre a confermare il target del 20% al 2025 sull’energia contrattualizzata, introduce
un ulteriore obiettivo in termini di capacità installata, prevedendo che il 45% della nuova capacità che
verrà installata nel periodo 2014-25 sarà rappresentata da impianti rinnovabili.
Il 29 gennaio 2015 è stata approvata la Legge Nº 20.805 che ha introdotto delle modifiche al sistema di
aste per la fornitura dei clienti regolati. Le principali modifiche hanno riguardato l’aumento dell’orizzonte
temporale del contratto (passato da 15 a 20 anni), l’aumento del range entro il quale si riconosce ai
clienti la possibilità di rimanere nel mercato regolato (da un range 0,5-2MW a un range 0,5-5MW),
l’introduzione di aste di breve termine, ed infine la possibilità - per gli impianti nuovi - di posticipare la
62
al 2014.
data di inizio della fornitura dell’energia. Le nuove regole saranno operative per tutti i contratti firmati
come risultato delle aste organizzate a partire dal 2016.
Ad aprile 2015, il Ministero ha pubblicato il decreto approvando il Piano di Espansione del Sistema
Elettrico Nazionale per il periodo 2014-2015. Il piano include la realizzazione del progetto di
interconnessione tra i due principali sistemi elettrici del paese (SIC e SING) che dovrebbe essere
operativo entro la fine del 2019.
É stato pubblicato a settembre 2015 il documento “Hoja de Ruta al 2050: Hacia una Energía Sustentable
e Inclusiva”, che descrive le linee guida per l’evoluzione a lungo termine del settore energetico cileno e
identifica una serie di target settoriali. Il documento, rappresenta uno degli input della Politica Energetica
che sarà successivamente definita dal Ministero ed introduce, tra gli altri, un target del 70% di
generazione da fonti rinnovabili al 2050, il cui raggiungimento dovrebbe essere attuato principalmente
attraverso la capacità eolica e solare.
Aspetti normativi e tariffari - Colombia
Il 14 maggio 2014 il Presidente della Repubblica colombiana ha promulgato la legge 1715 finalizzata alla
promozione della produzione di energia attraverso fonti energetiche rinnovabili, alla riduzione delle
emissioni di gas serra ed a garantire la sicurezza energetica del paese. La legge, oltre ad introdurre una
serie di incentivi in materia fiscale per le fonti rinnovabili, prevede la creazione di un fondo dedicato al
finanziamento degli impianti rinnovabili non convenzionali (ERNC) e all’Efficienza Energetica.
Nel corso del 2015 è stato portato avanti il processo di definizione della normativa di secondo livello ed,
in particolare, è stato approvato il decreto che ufficializza gli incentivi fiscali introdotti dalla legge per gli
impianti che utilizzano fonti rinnovabili. Nello specifico tali impianti saranno esentati dall’applicazione
dell’IVA e dei dazi e potranno beneficiare dell’ammortamento accelerato e del 50% di deduzione fiscale.
Nel mese di febbraio 2016 il Ministero ha pubblicato la risoluzione che adotta il nuovo piano per il periodo
2015-2029 (“Plan de Expansión de Referencia Generación – Transmisión 2015-2029”) avviando
ufficialmente la costruzione della connessione della penisola de La Guajira al Sistema Elettrico Nazionale,
che dovrebbe essere operativa al massimo entro la fine del 2022. L’area situata al nord del paese è
attualmente isolata e rappresenta una delle zone a più alto potenziale eolico della Colombia. Nei prossimi
mesi sarà portato a termine il disegno finale del progetto, che definirà, in maniera puntuale la tempistica
della realizzazione, in modo da tenere in considerazione i piani di sviluppo dei generatori in loco.
Il 2015 ha visto la progressiva approvazione e pubblicazione delle leggi e dei regolamenti finalizzata alla
ristrutturazione del settore energetico e petrolifero. Con specifico riferimento al settore elettrico, il
processo normativo, iniziato con le modifiche costituzionali approvate a dicembre 2013 e consolidato nel
2014 con l’approvazione delle leggi di riferimento per il settore elettrico (Ley de la Industria Eléctrica, Ley
de Energía Geotérmica e la Ley de la Comisión Federal de Electricidad) si è concretizzato nel 2015 con la
pubblicazione delle Basi del Mercato Elettrico.
Nello specifico il documento pubblicato a settembre descrive le regole di funzionamento, l’organizzazione
ed i criteri di partecipazione al nuovo mercato. Lo schema definito prevede meccanismi di contrattazione
a breve e a lungo termine per la compravendita di energia, potenza e certificati di “energia limpia” tra cui
un Mercato di Tempo Reale, un Mercato del Giorno Prima e aste dedicate alla fornitura dei clienti regolati.
In linea con il calendario annunciato, a partire dal 27 gennaio 2016 gli operatori possono partecipare al
mercato per le vendite all’ingrosso mentre, a marzo 2016, si svolgerà la prima asta a lungo termine in cui
i Distributori dovranno comprare l’energia e i certificati necessari al raggiungimento del target del 25% di
generazione da fonti non fossili al 2018; è stato inoltre avviato il 27 gennaio 2016 il mercato per le
vendite all’ingrosso in tempo reale.
63
Aspetti normativi e tariffari - Messico
Il Ministero ha inoltre avviato a gennaio il processo di unbundling dell’ex-monopolista del mercato
(Comisión Federal de Electricidad – CFE) attraverso la pubblicazione del relativo decreto. Tale processo,
che dovrebbe completarsi entro la fine del 2017, prevede una separazione orizzontale e verticale e
porterà alla creazione di almeno quattro società di generazione, due imprese destinate alla gestione delle
attività di rete (trasmissione e distribuzione), due aziende dedicate alla fornitura dei clienti (liberi e
regolati) e due filiali incaricate di gestire il rapporto commerciale con i generatori che hanno optato per lo
schema di mercato pre-riforma (Produttori Indipendenti e Autogeneratori).
Per quanto riguarda l’evoluzione a lungo termine del settore, il Ministero dell’energia SENER ha
presentato a giugno il documento di riferimento per la pianificazione del settore elettrico 2015-2029
(PRODESEN). Il documento è finalizzato all’identificazione dei progetti in materia di generazione,
trasmissione e distribuzione dell’energia elettrica necessari alla fornitura della domanda del periodo.
Secondo le stime del Ministero, la domanda dovrebbe crescere tra il 3% ed il 4%, il che richiederà circa
60 GW di capacità addizionale di cui circa 32 GW di capacità rinnovabile funzionali al raggiungimento del
target del 35% di generazione rinnovabile al 2024.
Infine, è stata approvata a dicembre la Legge di Transizione del Settore Energetico che definisce e
ufficializza gli obiettivi di medio e lungo termine per l’incorporazione della generazione da fonti non fossili
nel settore elettrico (25% al 2018, 30% al 2021 e 35% al 2024).
Aspetti normativi e tariffari - Ecuador
L’8 gennaio è stata ratificata dal Presidente Rafael Correa la “Ley Orgánica del Servicio Público de Energía
Eléctrica” che introduce la possibilità per il ministero di delegare ad operatori privati, locali ed esteri le
attività di generazione, distribuzione e trasmissione di energia elettrica nei casi eccezionali previsti.
In particolare, l’articolo 25 della legge, menziona come casi eccezionali:
>
il caso in cui sia necessario soddisfare l’interesse pubblico, collettivo o generale;
>
il caso in cui la domanda di energia non possa essere soddisfatta da imprese pubbliche o miste;
>
quando si tratti di progetti che utilizzano energia rinnovabile non convenzionale che non siano
inclusi nel piano dei progetti identificati dal ministero (Plan Maestro de Electricidad).
A gennaio 2016 il Regolatore (ARCONEL) ha pubblicato il regolamento della legge che dovrà definire la
normativa secondaria e la cui pubblicazione è prevista nel corso del primo semestre del 2016.
Aspetti normativi e tariffari – Peru
2008 (Decreto Legislativo de Promoción de la Inversión para la Generación de Electricidad), è un sistema
con aste competitive aperto a tutte le tecnologie rinnovabili (con un solo limite sugli impianti idroelettrici
ammessi fino a 20 MW), solitamente differenziato per fonte al momento della pubblicazione del decreto
da parte del Ministero.
Le aste prevedono un prezzo massimo di offerta ed un meccanismo di remunerazione pay as bid. Gli
impianti rinnovabili vincitori dell’asta beneficiano inoltre della priorità di dispacciamento e di una serie di
incentivi fiscali, tra cui l’ammortamento accelerato ed il rimborso anticipato delle tasse sulle vendite.
Nello specifico si è svolta a dicembre la quarta asta riservata alla generazione da fonti rinnovabili e
finalizzata al raggiungimento del target del 5% introdotto dalla legge del 2008. I vincitori firmeranno
contratti ventennali di fornitura dell’energia eolica, solare fotovoltaica, mini-idro e biomassa per un totale
di circa 2.2 TWh annui e con inizio della fornitura a gennaio 2018. L’aggiudicazione è prevista tra febbraio
e marzo 2016.
Per quanto riguarda inoltre la normativa volta alla valorizzazione della generazione, a febbraio 2015, il
regolatore OSINERGMIN ha approvato la nuova metodologia per il calcolo dell’Energia Firme che, nel caso
64
Il sistema di incentivazione delle fonti rinnovabili peruviano, introdotto dal Decreto Legilastivo 1002 del
di impianti rinnovabili, sarà definita in funzione della produzione distinguendo criteri puntali a seconda
che gli impianti siano in esercizio, nuovi o vincitori di un asta rinnovabile.
Aspetti normativi e tariffari – SIEPAC – Mercato Elettrico Regionale
Il Mercato Elettrico Regionale (MER) avviato ufficialmente il 1° giugno 2013 dal Regolatore Regionale
(CRIE), ha visto il completamento dell’ultima sezione della linea di trasmissione SIEPAC il 29 settembre
2014.
Nel corso del 2015 si sono svolte regolarmente le aste per l’allocazione dei diritti di trasmissione a breve
termine per l’utilizzo della rete e la realizzazione degli scambi transfrontalieri tra i 6 paesi del Centro
America (Guatemala, El Salvador, Honduras, Nicaragua, Costa Rica e Panama).
Aspetti normativi e tariffari - Panama
Le energie rinnovabili accedono al mercato principalmente attraverso aste pubbliche gestite da
distributori e PPA bilaterali negoziati sul mercato libero.
A febbraio 2015 il Congresso ha approvato la Legge 25 che sancisce la creazione del Ministero
dell’Ambiente che avrà il compito di contribuire all’implementazione delle politiche ambientali attraverso
la collaborazione con gli altri ministeri e attuare i progetti di sviluppo nazionali.
A maggio 2015 è stata approvata la risoluzione 8566 che modifica la metodologia per le esportazione di
energia elettrica durante i periodi di elevata disponibilità idrica. La nuova regola proposta dal gestore del
sistema panamense, Centro Nacional de Despacho, consentirà di ridurre il rischio di sfioro dei bacini.
Aspetti normativi e tariffari - Guatemala
Le energie rinnovabili accedono al mercato principalmente attraverso aste pubbliche gestite da
distributori/traders e PPA bilaterali negoziati sul mercato libero. E’ previsto un regime di incentivi fiscali
incluso un periodo di 10 anni di esenzione dalla tassazione sul reddito e un’esenzione per l’importazione
di materiali ed attrezzature per impianti rinnovabili.
A gennaio 2015 il Regolatore CNEE ha annunciato che il paese ha raggiunto nel 2014 il 65% di
generazione da fonti rinnovabili registrando quindi un incremento di circa il 15% rispetto al 2007, anno in
cui il Governo ha approvato i target di lungo termine per la generazione rinnovabile nel paese. Nello
specifico i numeri hanno confermato che il paese ha onorato il target del 60% definito per il 2015 e si
Aspetti normativi e tariffari – Costa Rica
Le energie rinnovabili accedono al mercato principalmente attraverso IPP (≤20 MW) con tariffe definite
dal regolatore (ARESEP) e aste pubbliche BOT (≤50 MW) con prezzi fissi per la definizione di PPA a lungo
termine con ICE.
A settembre 2015 il Presidente della Repubblica ha firmato il “Plan Nacional de Energía 2015-2030” che
identifica gli obiettivi di corto, medio e lungo termine per la pianificazione del settore energetico. Con
specifico riferimento al settore elettrico sono stati identificati quattro obiettivi che nel corso dei prossimi
anni dovranno essere oggetto di misure specifiche:
>
migliorare l’efficienza energetica del paese attraverso una riduzione dell’intensità energetica e
delle emissioni associate al consumo di energia,
>
assicurare un’ottima generazione distribuita permettendo un utilizzo diretto delle fonti rinnovabili,
>
ottimizzare la matrice di generation del paese attraverso una valutazione delle risorse disponibili
e della loro combinazione in termini di qualità, disponibilità e prezzo.
Introdurre un modello integrale di pianificazione del sistema che consideri gli aspetti economici, tecnici,
sociali e ambientali come elementi fondanti.
65
avvia al raggiungimento del successivo obiettivo (80% al 2026).
Aspetti normativi e tariffari – Uruguay
La politica energetica del paese è guidata dal documento di “Politica Nazionale Energetica 2005-2030”,
approvato dal governo con l’obiettivo di ridurre la dipendenza energetica del paese e incentivare gli
investimenti nel settore energetico. In particolare, la Politica ha definito una serie di obiettivi di breve,
medio e lungo termine tra cui il 15% di generazione da fonti rinnovabili non convenzionali entro il 2015
(target raggiunto con successo).
Per quanto riguarda l’accesso al mercato, gli operatori privati possono partecipare alle aste competitive
convocate dal governo, tipicamente per tecnologia, per l’allocazione di contratti pluriennali destinati alla
vendita dell’energia al distributore del mercato nazionale UTE.
Nord America
Stati Uniti
Negli Stati Uniti, l’utilizzo delle energie rinnovabili è supportato da specifiche misure a livello federale e
statale ed è in continuo sviluppo. A livello federale esistono diverse forme di supporto quali incentivi
fiscali alla produzione e all’investimento ed ammortamento accelerato. Il sistema dei Renewable Portfolio
Standards – normative statali in base alle quali viene richiesto che una data percentuale di elettricità
venga prodotta da fonti rinnovabili – è, ad oggi, diffuso in 29 Stati più il District of Columbia.
Inoltre è in corso di revisione e approvazione una proposta di regolamentazione, applicabile alle centrali a
combustibile fossile attualmente in esercizio, che prevede, entro il 2030, una riduzione complessiva delle
emissioni di CO2 del 30% rispetto ai livelli del 2005.
Secondo il World Energy Outlook 2014, la capacità installata da fonti rinnovabili subirà un forte
incremento, attestandosi sui 270 GW nel 2020 8. I maggiori contributi alla crescita sono ascrivibili
principalmente ai mercati del solare fotovoltaico ed eolico.
Gli Stati Uniti, al 2015, presentano una capacità installata totale stimata pari a circa 200 GW, in aumento
di circa il 10% rispetto all’anno precedente.
2013
181,3
2014
2015E
Fonte: EIA (Hydro), IEA (Biomass), AWEA (Wind), Seia, Enerdata (Solar), BNEF (Geo). Elaborazioni su dati IEA, BNEF, AWEA e
FERC per l’anno 2015.
In particolare, il settore eolico risulta essere una fonte rinnovabile di primaria importanza per gli Stati
Uniti, e rappresenta più di un terzo del totale della capacità rinnovabile installata. In termini di crescita
assoluta, il settore eolico passa da 66 GW nel 2014 a 75 GW nel 2015.
8
Include pompaggi puri.
66
168,4
200,3
65,9
61,1
2013
2014
74,7
2015E
Fonte: AWEA
La crescita del settore eolico è accompagnata da un parallelo sviluppo a livello geografico. Secondo
l’American Wind Energy Association (AWEA), gli stati che dispongono di capacità installata eolica risultano
essere 39 nel 2014.
Canada
Il Canada è tra i principali paesi al mondo in termini di capacità installata da fonti rinnovabili, grazie al
contributo prevalente della tecnologia idroelettrica. Lo sviluppo delle rinnovabili è accompagnato
principalmente da una serie di obiettivi volontari o vincolanti adottati da alcune province (Manitoba, New
Brunswick, Ontario, Quebec e Nova Scotia). Tra queste, le provincia del Quebec (al quale si aggiunge
quella di Alberta) stanno altresì adottando regolamentazioni in tema di emissioni di gas a effetto serra.
Nel 2015, la base installata da fonte rinnovabile è cresciuta di circa 2,5 GW, attestandosi a circa 93 GW,
86,7
2013
90,8
93,2
2014
2015E
Fonte: Enerdata, GWEC, Global Data, SPE (EPIA).
La tecnologia che ha registrato la crescita maggiore durante il 2015 è stata quella eolica, la cui capacità
installata si stima abbia raggiunto circa 12 GW. Le provincie con maggior capacità eolica addizionale
installata nel corso del 2015 risultano essere il Quebec, l’Ontario e l’Alberta.
67
di cui l’83% derivante da fonte idroelettrica.
11,7
9,7
7,8
2013
2014
2015E
Fonte: Enerdata, GWEC. Elaborazioni su dati BNEF per l’anno 2014.
Aspetti normativi e tariffari – Stati Uniti
Il sistema statunitense prevede un duplice livello di incentivazione delle fonti rinnovabili. In particolare a
livello federale esistono diverse forme di supporto quali: incentivi fiscali alla produzione e all’investimento
(production tax credit –PTC- e investment tax credit –ITC-), ammortamento accelerato e sovvenzioni
federali, mentre a livello statale vige un sistema di Renewable Portfolio Standard (RPS), ovvero un
sistema di quote obbligatorie in capo alle utilities con target differenziati per ciascun Stato. La maggior
parte degli Stati ha adottato sistemi di certificazione scambiabili sul mercato, ma attualmente non è
ancora attiva una piattaforma a livello federale.
Il production tax credit (PTC), l’incentivo fiscale alla produzione di energia da impianti eolici, geotermici,
idroelettrici e biomasse, che è scaduto alla fine del 2015 e l’investment tax credit (ITC), l'incentivo fiscale
per l'energia solare, che è in scadenza alla fine del 2016, sono stati recentemente rinnovati:
Per quanto riguarda il PTC relativo all’energia eolica, questo verrà riconosciuto in misura del:
>
100% qualora la costruzione si avvii prima del 1° gennaio 2017;
>
>
>
>
>
>
22% qualora la costruzione si avvii prima del 1° gennaio 2022.
Infine, per quanto riguarda i PTC relativi a progetti geotermici, idroelettrici o a biomassa viene
riconosciuto il 100% dell’importo qualora si avvii la costruzione entro il 1° gennaio 2017.
Ulteriori linee guida da parte dell’ Internal Revenue Service (IRS), per la definizione dei concetti di “avvio
costruzione” e “continuos efforts” richiesti per la qualificazione, sono attese nel primo e nel secondo
trimestre del 2016.
Ad agosto 2015, l’Environmental Protection Agency (EPA) ha presentato il Clean Power Plan, un piano per
la riduzione delle emissioni del 32% entro il 2030 e ha stabilito uno specifico obiettivo di riduzione per
ciascuno Stato. Tuttavia, il 9 febbraio 2016, la Corte Suprema degli Stati Uniti ne ha ordinato la
sospensione, mentre i tribunali federali stanno valutando la legittimità normativa. Le scadenze dell’EPA
per gli Stati sono ora in attesa dell’esito legale. In precedenza ad ogni Stato era stato richiesto di
presentare un primo progetto idoneo all’EPA entro il 2016.
Gli Stati avranno tempo fino al 2022 per iniziare a ridurre le emissioni, con un sistema di incentivi a
partire dal 2020.
68
Per quanto riguarda l’ITC per l’energia solare, questo verrà riconosciuto in misura del:
Aspetti normativi e tariffari – Canada
Al momento non sono previsti meccanismi di incentivazione delle energie rinnovabili a livello federale.
Tuttavia, a seguito del COP21 e della Conferenza dei primi ministri canadesi tenutasi il 3 marzo 2016, il
governo del Canada ha assunto gli impegni seguenti:
•
sostenere un’azione di mitigazione e adattamento ai cambiamenti climatici attraverso
investimenti in infrastrutture verdi, infrastrutture di trasporto pubblico e infrastrutture sociali
efficienti dal punto di vista energetico;
•
collaborare con le province e territori per un’ottimizzazione dell’uso degli investimenti federali nel
Fondo Low Carbon Economy per realizzare riduzioni incrementali delle emissioni;
•
promuovere l'elettrificazione dei trasporti, in collaborazione con province e territori; promuovere
il dialogo e lo sviluppo di piani regionali per la trasmissione di energia elettrica pulita al fine di
ridurre le emissioni;
•
promuovere gli sforzi per eliminare la dipendenza dal gasolio nelle comunità indigene e remote
del Nord – sostituendolo con fonti di energia rinnovabili e pulite;
•
nell'ambito della partecipazione del Canada alla Mission Innovation, raddoppiare gli investimenti
in energia pulita, ricerca e sviluppo su cinque anni, e collaborare con i partner globali per
promuovere un’energia più pulita e migliori risultati ambientali.
Il Canada è attualmente impegnato a ridurre le emissioni del 30%, rispetto ai livelli del 2005, entro il
2030. Tuttavia, nel corso dei negoziati di Parigi, il Canada ha sostenuto l'obiettivo di limitare il
riscaldamento globale a 1,5 °C. Ciò implica l’impegno di convertire il 100% del consumo energetico alle
fonti rinnovabili nei prossimi 35 anni. Per quanto riguarda la produzione da fonti rinnovabili, un certo
numero di province ha fissato obiettivi vincolanti o volontari, adottando approcci diversi per sostenere lo
69
sviluppo delle risorse energetiche.
Africa e Asia Pacific
Sudafrica
Il Sudafrica presenta un mix energetico largamente incentrato sul carbone; esso infatti contribuisce per
oltre il 90% alla produzione elettrica domestica.
Il governo ha tutta avviato un programma di sviluppo delle energie rinnovabili chiamato Renewable
Energy Indipendent Power Producerr Program (REIPPP) coerente con l’Integrated Resource Plan (IRP)
2010-2030, il quale prevede un incremento notevole della quota rinnovabile nel mix energetico nazionale.
Come evidenziato nel grafico sottostante, la capacità rinnovabile è cresciuta nell’ultimo anno di circa 1,2
GW, corrispondente ad una crescita di circa il 29% rispetto al 2014.
5,2
4,0
2,7
2013
2014
2015E
Fonte: IEA Mid Term, GWEC, SPE (EPIA), BNEF.
Le tecnologie eolica e solare sono state le principali contributrici di questa crescita rappresentando
insieme il 51% della capacità installata rinnovabile nel 2015 (dal 35% del 2014). Nel grafico sottostante
si mostra l’evoluzione della capacità installata eolica.
1,3
0,0
2013
2014
2015E
India
Per soddisfare la crescente domanda di energia il governo indiano utilizza una strategia articolata su più
fronti per ottenere energia elettrica da tutte le fonti disponibili - carbone, energia idroelettrica , solare,
eolica, gas, nucleare e biomasse.
Il Governo ha inoltre annunciato di voler raggiungere 175 GW di capacità di energia rinnovabile installata
entro il 2022 e sta puntando principalmente sulle tecnologie solari ed eoliche che hanno, rispettivamente,
obiettivi di 100 GW e 60 GW.
70
0,6
E’ molto probabile che in un orizzonte temporale di 5-10 anni lo sviluppo della rete renda la fornitura di
energia rinnovabile più affidabile e contribuisca così ad una sua rapida diffusione.
Come evidenziato nel grafico sottostante, la capacità rinnovabile è cresciuta nell’ultimo anno di circa 6
GW, corrispondente ad una crescita di circa il 8% rispetto al 2014.
72,4
2013
77,2
83,3
2014
2015E
La tecnologia eolica è quella che ha contribuito maggiormente alla crescita complessiva della capacità
installata rinnovabile e rappresenta il 30% della capacità installata rinnovabile nel 2015. Al 2015, come
evidenziato nel grafico sottostante, si stima che la base installata eolica si attesti a circa 25,3 GW.
2013
2014
25,3
2015E
Kenya
Il Sudafrica non è il solo Paese della regione Sub Sahariana a registrare una crescita nel settore delle
rinnovabili: il Kenya è stato teatro di una delle più grandi operazioni di finanziamento dell’eolico nel 2014.
Il Kenya è all’avanguardia tra i Paesi Sub Sahariani nella promozione delle energie rinnovabili. Ha infatti
target molto ambiziosi: 7,3 GW di geotermico entro il 2033, 2,2 GW di eolico entro il 2033 e 855 MW di
idroelettrico entro il 2033. Il Kenya resta, dunque, un punto di riferimento regionale per lo sviluppo di
energie rinnovabili, in particolare per il geotermico.
Si stima che il Kenya abbia registrato una crescita di circa il 12% della propria capacità installata da fonti
rinnovabili durante il 2015 attestandosi vicino ai 2 GW, come evidenziato nel grafico sottostante.
71
20,2
22,5
1,1
2013
1,7
1,5
2014
2015E
Fonte: Ministry of Energy and Electricity; Enerdata; Ren21
Aspetti normativi e tariffari – SudAfrica
La Repubblica Sudafricana, sulla base della strategia energetica di lungo termine definita nell’ Integrated
Resource Plan 2010-2030 approvata a maggio 2011, intende raggiungere 17,8 GW di capacità installata
da fonti rinnovabili entro il 2030. Lo strumento principale per il raggiungimento di tale target è il
Renewable Energy Independent Power Producer Procurement Programme (REIPPPP), un sistema di gare
su base d’asta avviato nel 2011, che mira a mettere in esercizio tra il 2014 e il 2020 circa 13 GW di
nuova capacità rinnovabile (idroelettrica <40 MW, solare a concentrazione e fotovoltaico, eolica,
biomassa, biogas e da gas da discarica). Attualmente sono previsti 5 Round di aste (Bid Windows). I
primi 4 Round si sono già svolti, comportando l’assegnazione di più di 5000 MW. Nel 2015 è poi stato
aggiunto – e svolto - un ulteriore Round, chiamato Expedited Round, o Round 4.5, per ulteriori 1800 MW,
non ancora assegnati.
Dopo una fase di pre-qualifica, che riguarda aspetti tecnici e finanziari, i progetti qualificati vengono
selezionati in base a due criteri: al prezzo offerto (peso 70%) e al contenuto di Economic Development
(peso 30%). Quest’ultimo consta di una serie di parametri rivolti allo sviluppo economico del Paese, tra
cui il “Local Content” e la creazione di posti di lavoro per i cittadini sudafricani, in particolare di colore.
I vincitori hanno la possibilità di firmare un PPA (Power Purchase Agreement) della durata di 20 anni con
l’utility nazionale Eskom. I pagamenti di Eskom sono garantiti dal Governo.
Il regolatore elettrico nazionale NERSA ha avviato dall’inizio del 2015 due processi di revisione sulle
vettoriamento dell’energia (cd Wheeling). La regolamentazione sulla generazione distribuita aprirà per
tutti i clienti finali la possibilità di installare sistemi fotovoltaici e di esportare in rete l’energia prodotta in
eccesso al proprio fabbisogno (cd Net Metering). La regolamentazione sul Wheeling permetterà la vendita
di energia elettrica tramite contrattazione bilaterale da un generatore privato con i clienti finali
(commerciale o industriale esclusi i clienti residenziali) Non sono state comunicate ufficialmente date per
il completamento di detti processi.
Infine, in base al meccanismo di programmazione tariffaria pluriennale, le tariffe elettriche sudafricane
aumenteranno in media dell’8% all’anno fino al 2018.
Aspetti normativi e tariffari – India
L’India è una repubblica federale composta da 29 Stati con specifiche responsabilità sui diversi settori ma
con una responsabilità condivisa con il Governo Centrale sul settore elettrico.
Il Ministero delle Energie Rinnovabili (MNRE) definisce ed implementa le politiche per lo sviluppo delle
energie rinnovabili a livello nazionale. Oltre al Ministero, il settore elettrico è supervisionato a livello
72
regole applicabili in merito alla generazione distribuita e all’utilizzo della rete nazionale per il
federale dalla Central Energy Regulatory Commission (CERC) che definisce linee guida e tariffe di
riferimento e dalle State Energy Regulatory Commissions (SERC) che le implementano a livello statale.
A giugno 2015 il Governo dell’attuale Primo Ministro Narendra Modi, ha approvato un target di 175 GW di
capacità rinnovabili al 2022 di cui 100GW Solar, circa 60GW Eolico, circa 10GW altre tecnologie.
Il settore delle rinnovabili è caratterizzato da una notevole frammentazione, in quanto ciascuno stato ha
definito il proprio schema di regolamentazione per lo sviluppo di nuova capacità. In linea generale i
principali meccanismi di supporto allo sviluppo di eolico e solare sono:
>
Aste Federali e Statali (Solare);
>
Feed in Tariff definite a livello statale (Eolico);
>
Generation Based Incentive definito a livello Federale GBI– (Eolico);
>
RECs (Renewable Energy Certificates) basato su Renewable Portfolio Obligations statali (RPO)
statali - (Eolico /Solare);
>
Specifici incentivi fiscali.
Il meccanismo di incentivazione maggiormente applicato per l’energia eolica è la “Preferred Feed-In
Tariff” statale definita dalla Commissione e garantite tramite PPA, della durata variabile a seconda degli
stati tra i 10-25 anni, con le società distributrici statali (Discoms).
Relativamente allo sviluppo dell’energia solare è stato lanciato nel 2010 un programma federale
denominato Jawaharlal Nehru National Solar Mission (JNNSM) basato su meccanismi di aste, gestiti a
livello federale ma implementati a livello statale. Il programma è articolato in 3 fasi ed attualmente è in
corso la seconda. I vincitori dell’asta si aggiudicano un PPA a tariffa fissa della durata di 25 anni con NTPC
(National Thermal Power Corporation) il principale operatore elettrico nazionale.
Aspetti normativi e tariffari – Kenya
La Repubblica del Kenya, pur non avendo fissato degli obiettivi ufficiali di capacità installata di energie
rinnovabili, sostiene fortemente il loro sviluppo principalmente per ridurre la propria dipendenza elettrica
dall’idroelettrico, cercando di attirare investitori privati.
Il principale meccanismo di incentivazione alle fonti rinnovabili, utilizzato sin dal 2008 e rivisto nel 2012,
è rappresentato dalle feed-in tariff (Fit), con valore definito per legge dalla Energy Regulatory
Commission (ERC) per impianti inferiori a 10 MW e tramite aste per impianti di maggiori dimensioni . Il
meccanismo di supporto prevede Power Purchase Agreement (PPA) della durata di venti anni con Kenya
Power and Lighting Company (KPLC) l’operatore nazionale responsabile della trasmissione, distribuzione e
idroelettrico e geotermico) e taglia dell’impianto e sono parzialmente indicizzate all’inflazione degli Stati
Uniti (US CPI).
Nel 2012 è stato introdotto un tetto alla capacità massima di impianti rinnovabili realizzabili con contratto
tramite FiT. E’ prevista una revisione triennale del meccanismo di supporto FIT che include anche la
revisione delle tariffe. Le nuove misure si applicano però solo ai nuovi impianti.
Il paese presenta un tasso di elettrificazione pari appena al 23% pertanto l’incremento del tasso di
elettrificazione rurale, mediante estensione/densificazione della rete nazionale, sviluppo di mini-grid e
progetti off-grid rappresenta una delle principali priorità
73
fornitura agli utenti finali. Le tariffe sono differenziate per tecnologia (eolico, biomassa, solare, mini-
Come operiamo
Creare valore condiviso
Un modo di fare impresa focalizzato sulla creazione di valore condiviso
Il modello di business di Enel Green Power ha lo scopo di individuare modi nuovi ed efficienti per
generare energia rinnovabile, facendo leva su un vantaggio competitivo basato su innovazione
tecnologica, integrazione con il territorio e miglioramento continuo.
Miglioramento continuo
Un elemento altrettanto distintivo
della strategia di Enel Green
Power
è
la
ricerca
del
miglioramento
continuo
dei
processi interni secondo un
percorso che ha portato il Gruppo
a
rivedere
le
modalità
organizzative
interne
e
gli
strumenti di comunicazione e
coordinamento fra Funzioni per
integrare in modo sistematico nelle
decisioni e nelle attività aziendali
l’approccio alla creazione di valore
condiviso
Integrazione con il territorio
Per sostenere l’innovazione e il
miglioramento continuo, è stato definito
un modello per la creazione di relazioni
stabili e positive con gli stakeholder, che
si basa sulla ricerca di un dialogo aperto
con i territori delle aree in cui opera il
Gruppo, individuando soluzioni tecniche
e
forme
di
collaborazione
che
favoriscano la generazione di valore
concreto e durevole per le comunità e il
raggiungimento
degli
obiettivi
di
business
74
Innovazione tecnologica
E’ uno dei principali fattori di
competitività del Gruppo, che investe
specialmente
nel
miglioramento
dell’efficienza
degli
impianti,
nell’integrazione
delle
energie
rinnovabili in contesti urbani e nella
sperimentazione dell’uso di fonti
rinnovabili non ancora pienamente
esplorate
Sviluppare il business in modo efficace ed efficiente dipende dalla costruzione di relazioni stabili e positive
con gli interlocutori locali e da un’attenzione estrema alla prevenzione e alla gestione degli impatti
generati sull’ambiente esterno. Gestire in modo proattivo tali aspetti consente di inserirsi in maniera
positiva e sinergica nei territori in cui si va a operare e di attivare opportunità di creazione di valore
condiviso. La strategia scelta da Enel Green Power consiste nell’integrare tale approccio all’interno della
catena di generazione del valore, che si articola nelle tre fasi in cui operano le Funzioni di Line: Business
Development (individuazione e sviluppo delle opportunità di investimento), Engineering & Construction
(progettazione e costruzione degli impianti), Operation & Maintenance (esercizio e manutenzione per
tutta la vita dell’impianto).
1
Nella fase di sviluppo, nell’ambito dei
Sviluppo
procedimenti di autorizzazione vengono
In fase di sviluppo del progetto di costruzione
effettuate valutazioni del potenziale impatto
dell’impianto eolico di Nojoli, in Sud Africa,
ambientale e paesaggistico, nonché sulle comunità
congiuntamente ai team locali, Enel Green
locali coinvolte. In tale fase sono svolti anche
Power ha condotto ricerche, interviste porta a
incontri con i residenti e con ulteriori controparti
porta e workshop aperti alla cittadinanza da cui
che possano essere interessate allo sviluppo del
è emerso come la comunità avesse bisogno di
progetto. Nel rispetto della normativa di ciascun
occupazione e di macchinari adeguati per
Paese per il rilascio dei permessi necessari, le
lavorare. Alla luce di ciò, Enel Green Power ha
autorità competenti prendono generalmente in
identificato quattro subappaltatori locali con cui
considerazione alcuni fattori che includono, tra gli
collaborare a partire dal 2016, creando una
altri, l’impatto visivo e paesaggistico del progetto, il
domanda di lavoro per le imprese locali.
rumore generato dall’impianto (soprattutto nelle
aree densamente popolate), l’impatto ambientale per la flora e la fauna, l’impatto su siti storici,
archeologici e altri siti protetti, le caratteristiche topografiche ed altre caratteristiche dei siti, quali le
condizioni del suolo e l’idrologia.
Per stimolare lo sviluppo delle comunità locali, si prevede che nella fase di costruzione siano attivati
percorsi di sviluppo del capitale umano in loco per mezzo di specifiche azioni formative affinché le
popolazioni locali acquisiscano le competenze e il know-how necessari al funzionamento degli impianti.
Sulla base della conoscenza delle aree in cui si vuole operare, la Funzione Business Development
condivide con le Funzioni Engineering & Construction, Operation & Maintenance e Health, Safety,
con gli obiettivi aziendali. Tali soluzioni vengono considerate al momento della pianificazione e inserite
all’interno del progetto di investimento, al fine di assicurare una adeguata disponibilità di risorse
necessarie all’avvio dei progetti.
2
Nella fase di progettazione degli impianti,
sono identificate soluzioni innovative che
uniscono efficienza (operativa e di costo) e
riduzione degli impatti sul territorio, anche grazie al
contributo di gruppi di lavoro specifici per
tecnologia (come Design to Safety, Design to
Environment e Design to Cost) e unità dedicate. In
particolare, la fase di progettazione prevede il
rispetto di elevati standard relativi ad ambiente,
Progettazione e costruzione
Tra le iniziative di consolidamento della cultura
della sicurezza, focalizzate in particolare sul
personale operativo, nel 2015 è stata lanciata la
campagna dedicata ai near miss, ovvero gli
eventi “sentinella” che consentono di identificare
eventuali situazioni di rischio e di correggerle
prima che possano portare ad un infortunio.
75
Environment & Quality gli interventi capaci di rispondere alle effettive necessità locali e di essere sinergici
società, salute e sicurezza e governance. Ogni progetto viene sottoposto alle valutazioni di impatto
ambientale e sociale nella configurazione che coniuga nel modo migliore le esigenze produttive con quelle
di sostenibilità del progetto al fine di mitigare le eventuali esternalità negative.
Terminata la progettazione dell’impianto e ottenuti i necessari permessi prende avvio la fase di
costruzione, momento in cui la presenza sul territorio di Enel Green Power diventa “visibile” e i suoi
impatti percepibili da parte delle comunità. Elementi fondamentali di questa fase sono la previsione di
standard e criteri per l’incentivazione di comportamenti relativi al rispetto ambientale, alla salute dei
lavoratori e alle norme tecniche costruttive tramite formazione specifica del personale di cantiere e un
approccio trasparente alla comunicazione con le comunità locali in merito agli impatti del cantiere e a
quanto si sta facendo per mitigarli.
Poiché buona parte delle operazioni nella fase di costruzione e di successivo esercizio richiedono il
coinvolgimento di fornitori e contractor esterni, un supporto fondamentale alla Funzione Engineering &
Construction è dato dalla Funzione Procurement, tramite cui le specifiche progettate dalle Funzioni
vengono tradotte in clausole e requisiti contrattuali. Ai partner esterni viene richiesto il rispetto degli
standard di Health, Safety and Environment e dei criteri di condotta che il Gruppo adotta nell’esercizio
delle proprie attività, oltre al rispetto delle specifiche tecniche definite dalle Funzioni di Enel Green Power.
In aggiunta, per favorire l’adozione di comportamenti in linea con le regole e i principi aziendali da parte
di dipendenti, fornitori e contractor, nei cantieri e nei siti in esercizio vengono realizzate azioni di
sensibilizzazione e di condivisione degli standard in materia ambientale, di salute e sicurezza e di etica.
3
Al termine della costruzione, il ciclo di vita
dell’impianto prosegue con l’esercizio e
Esercizio e manutenzione
la manutenzione.
Presso le aree geotermiche di Larderello, Enel
E’ prioritario in questa fase il perseguimento
Green Power ha contribuito, negli ultimi anni,
dell’efficienza operativa, attraverso l’utilizzo di
allo startup e allo sviluppo di aziende locali
sistemi all’avanguardia nel monitoraggio delle
specializzate.
performance e nella valutazione dello stato degli
impianti, condivisione di best practice e implementazione di progetti di miglioramento, con l’obiettivo di
massimizzare la produzione da fonte rinnovabile.
In termini di efficienza, è anche importante ricordare anche che il Gruppo ha definito una linea guida
valutare i consumi degli impianti ausiliari e come analizzare possibili interventi per migliorarne
l’efficienza.
L’esercizio è anche il momento in cui possono realizzarsi le maggiori opportunità di crescita per le
comunità locali, grazie all’occupazione diretta di personale e al coinvolgimento delle imprese locali come
outsourcer per le attività di esercizio e di manutenzione.
Inoltre, lo stretto legame con le comunità di riferimento è mantenuto vivo attraverso azioni volte a fare
conoscere sempre di più l’azienda e il suo ruolo per lo sviluppo del territorio.
L’integrazione della sostenibilità nel business di Enel Green Power: il
“Modello di CSV”
Enel Green Power ha definito già nel 2013 il proprio Modello di Creating Shared Value (CSV) con
l’obiettivo di definire una strategia di lungo periodo che sia in grado di accrescere la competitività
dell’azienda creando valore nei contesti in cui opera.
Affinché il modello di business sia orientato all’identificazione e alla pianificazione di opportunità di
creazione di valore condiviso, sono cruciali una stretta collaborazione tra tutte le Funzioni, il feedback
76
interna, valida per tutte le tipologie di impianto di Enel Green Power, che stabilisce operativamente come
reciproco sull’efficacia del processo e il supporto di strumenti che favoriscano lo scambio trasversale di
conoscenze tra le persone che operano in tutte le fasi della catena del valore. Per tale ragione, il Modello
di CSV prevede strumenti volti a monitorare l’evoluzione, lungo tutta la vita del progetto, di indicatori
chiave sulle azioni e le performance realizzate nell’ambito della sostenibilità, trasferendo da una Funzione
all’altra il patrimonio di conoscenza progressivamente maturato.
A guidare il processo previsto dal Modello, vi sono i principi di etica, trasparenza, anti-corruzione, rispetto
dei diritti umani e tutela della sicurezza, che da sempre connotano il modo di operare di Enel Green
Power e che trovano riferimento in policy e criteri di condotta validi per tutto il Gruppo Enel.
Con la collaborazione di tutta l’azienda, dunque, sono stati individuati gli ambiti di intervento in cui si
possono realizzare le maggiori sinergie fra le strategie e gli obiettivi di Enel Green Power, da un lato, e la
generazione di un valore misurabile per le comunità e i territori, dall’altro. Questa analisi ha consentito di
concentrare gli sforzi di pianificazione e di realizzazione degli interventi territoriali su quelle opportunità
che presentano maggiori potenzialità in termini di ritorno per gli stakeholder locali e il business aziendale.
Nel corso del 2015 è stato messo a punto un modello di “Preliminary Impact Assessment” con l’obiettivo
di misurare il valore generato dai progetti di sostenibilità nei territori in cui Enel Green Power ha investito.
Il modello è stato applicato su un campione di 23 progetti, rispetto ai 168 progetti gestiti, evidenziando
un contributo alla creazione di valore condiviso pari a 28,3€M.
€ 4,1 milioni
Investimento in progetti di
sostenibilità
NPV (Net Present Value)
generato nel 2015
168
Progetti
205 mila
(*) L’NPV (Net Present Value) è la somma di tutti i flussi di cassa attualizzati che misurano sia gli impatti
sociali sia gli impatti di business generati dai progetti in un specifico arco temporale. Il dato è stato
calcolato su 23 progetti.
77
€ 28,3 milioni (*)
Dalla sua nascita, il Modello di CSV di Enel Green Power ha continuato ad evolvere al fine di integrare
strumenti utili alla pianificazione, implementazione e monitoraggio del processo di creazione di valore
condiviso.
Febbraio - Oggi
Aprile - Luglio 2013
Definito il Modello CSV Enel
Green Power con la
partecipazione di tutte le
Funzioni/Tecnologie/Aree
geografiche
Luglio-Dicembre 2014
Avvio della fase di
testing degli strumenti
Marzo - Luglio 2014
Definiti gli strumenti previsti
dal Modello e realizzazione del
Programma di Engagement &
Empowerment per
l'implementazione
Implementazione del Modello
CSV su tutte le Funzioni
attraverso l'integrazione nei
processi e nei documenti
organizzativi, la condivisione di
conoscenze e best practice e
l'adozione di strumenti efficaci
per monitorare la corretta
attuazione
Dicembre 2014
Pubblicata la Policy di CSV che
costituisce il framework per
regolare le linee guida, le
attività, i ruoli e le
responsabilità relative
all'applicazione del modello di
CSV
In particolare, nel 2015 le attività si sono concentrate sulla realizzazione di un piano di lavoro per
78
l'effettiva integrazione del Modello nei processi di business di tutta l’azienda.
Governance e etica
Principi di condotta
La cultura aziendale di Enel Green Power si ispira a princípi etici fondamentali, individuati e definiti in
policy condivise a livello di Gruppo tra loro integrate e applicate non solo da parte dell’azienda, ma anche
da parte dei collaboratori e dei partner, ed in generale da tutti quei soggetti, siano essi interni o esterni
all’organizzazione, che intrattengono rapporti con il Gruppo.
Codice Etico:
definisce i princípi di “deontologia
aziendale” di Enel Green Power, come il
contrasto alla corruzione, la salvaguardia
dell’ambiente e la tutela della sicurezza
dei lavoratori, e i relativi criteri di
condotta che il Gruppo riconosce come
propri e sui quali richiama l’osservanza da
parte di tutti i dipendenti.
Modello di Organizzazione e Gestione
(secondo le disposizioni dell'ex Decreto
Legislativo 231/2001): ha l'obiettivo di
prevenire il rischio di commissione di una
serie di reati, tra cui i reati di corruzione.
I princípi riportati nel Modello sono estesi
alle società controllate del Gruppo
all’estero attraverso l’adozione di linee
guida interne.
I principi di
Enel Green
Power hanno
radici solide
nel...
Piano Tolleranza Zero alla Corruzione:
Policy sui Diritti Umani:
recepisce le "Linee guida delle Nazioni
Unite su Business e Diritti Umani"
andando ad approfondire gli impegni già
sanciti dagli altri princípi e codici di
condotta in materia di pratiche di lavoro e
relazioni con le comunità e la società.
79
è finalizzato a ricercare e promuovere
azioni volte allo sviluppo di una cultura
della legalità attraverso interventi
educativi e la responsabilizzazione del
personale del Gruppo. Il Piano assegna
precise responsabilità per il monitoraggio
dei rischi di corruzione e per la corretta
gestione di ogni caso sospetto, con misure
specifiche da adottare nei rapporti con
partner, società controllate, fornitori e
consulenti.
Enel Green Power è attiva in prima linea nella prevenzione dei rischi di
corruzione a livello internazionale. L’azienda, infatti, oltre ad aver definito
delle procedure organizzative, aderisce al PACI (Partnership Against
Corruption Initiatives), iniziativa sponsorizzata dal World Economic Forum.
All’interno dell’azienda sono stati predisposti adeguati sistemi di controllo e
di monitoraggio per garantire un efficace processo di gestione del rischio
da parte di tutte le strutture organizzative, ciascuna responsabile per le
parti di propria competenza. Inoltre, la Funzione Audit svolge le attività di
verifica periodica di risk assessment, che hanno la finalità di identificare e
valutare i rischi, inerenti e residui, associati ai processi di business. Tale
attività di analisi e supervisione del rischio corruzione, che rientra nel più
generale processo di risk assessment di Gruppo, è mirata anche a
predisporre il piano di Audit in maniera tale da focalizzare le attività di
verifica sui processi a maggior rischio.
Enel Green Power aderisce
al Global Compact,
programma di azione
promosso dalle Nazioni
Unite per la creazione di
una economia globale
rispettosa dei diritti umani,
della lotta alla corruzione,
del lavoro e della
salvaguardia
dell’ambiente.
L’ascolto degli stakeholder per presidiare il sistema di controllo interno
Gli stakeholder interni ed esterni di Enel Green Power possono segnalare ogni informazione riguardo a
presunte violazioni, condotte e pratiche non in linea con i principi etici fondamentali attraverso diversi
canali dedicati. La Funzione Audit, con il supporto delle Funzioni aziendali interessate, analizza le
segnalazioni ed effettua gli approfondimenti necessari per accertare il loro concreto verificarsi, anche al
fine di individuare eventuali carenze nei processi interni e implementare azioni correttive a presidio
dell’adeguatezza del sistema di controllo interno. Nella gestione delle segnalazioni è sempre assicurata la
riservatezza dell’identità dei segnalanti.
Per ogni segnalazione ricevuta è predisposto un documento di sintesi che ne descrive l’oggetto, le analisi
effettuate, le risultanze dell’attività ed eventuali azioni intraprese o da intraprendere a valle della
segnalazione. Nei casi di maggiore significatività è previsto il coinvolgimento del Comitato Controllo e
Rischi di Enel Green Power.
il Gruppo, che verrà attivato a partire da febbraio 2016.
La formazione del personale per l’adozione dei principi di condotta
Le policy riguardanti i principi di condotta sono portate a conoscenza di tutte le persone del Gruppo
tramite attività di formazione dedicate che promuovono la corretta diffusione dei principi etici da parte di
tutti i collaboratori. In particolare, i corsi relativi ai principi e ai valori espressi dal Codice Etico e alle
tematiche rilevanti ai fini del Modello di Organizzazione e Gestione sono erogati nell’ambito delle iniziative
e campagne di formazione lanciate dal Gruppo Enel e prevedono, attraverso l’utilizzo di una piattaforma
online, una fruizione obbligatoria e test di comprensione con la finalità di sviluppare una conoscenza
diffusa dei relativi contenuti.
I temi del Codice Etico, del Modello di Organizzazione e Gestione, del Piano Tolleranza Zero alla
Corruzione e della Policy sui Diritti Umani sono richiamati anche all’interno dei percorsi di formazione
istituzionale dedicati ai neoassunti e ad alcune famiglie professionali specifiche che ricevono iniziative di
formazione ad hoc.
80
Si segnala, inoltre, che nel corso del 2015 è stato implementato un nuovo canale di segnalazione in tutto
Il Gruppo Enel Green Power con la presente Relazione Finanziaria, in coerenza con il proprio approccio
che vede la sostenibilità integrata nel Business, ha intrapreso un percorso di avvicinamento al reporting
integrato al fine di descrivere tutte le risorse che supportano il modello di business del Gruppo e
compartecipano alla creazione di valore condiviso. Per questo la sezione con la performance di
sostenibilità è stata suddivisa per “capitali”, avendo come punto di riferimento le indicazioni contenute
nell’International <IR> Framework, pubblicato nel dicembre 2013 dall’IIRC (International Integrated
Reporting Council).
Il processo di creazione di valore nel medio-lungo termine di Enel Green Power, in particolare, prevede la
combinazione delle seguenti forme di capitale:
Capitale Finanziario
Investimenti, reddito e fonti di finanziamento che contribuiscono
all’attività di generazione di energia da fonti rinnovabili
Impianti produttivi e relazioni con i business partner (fornitori e
Capitale Produttivo
appaltatori) organizzati al fine di contribuire al raggiungimento degli
obiettivi strategici
Capitale Intellettuale
Capitale Umano
“Intangible Asset” che creano un vantaggio competitivo per il Gruppo
Enel Green Power (Innovazione, Ricerca & Sviluppo)
Competenze, conoscenze, aspetti relazionali interni al Gruppo Enel
Green Power
Risorse ambientali che permettono lo svolgimento delle attività del
Capitale Naturale
Gruppo e strumenti per la gestione degli impatti ambientali lungo la
Capitale Sociale –
Relazionale
Relazioni che il Gruppo intrattiene con le comunità locali in cui opera,
nonché la capacità di condividere informazioni al fine di creare valore
condiviso
81
catena del valore
Capitale finanziario
Il Capitale finanziario descrive investimenti, reddito e fonti di finanziamento che contribuiscono all’attività
di generazione di energia da fonti rinnovabili.
Solidità patrimoniale e sostenibilità economica di lungo
periodo
3.011 milioni €
Ricavi
184 milioni €
Contributo Fiscale
(imposte)
785 milioni €
Utile operativo
Investitori e mercato SRI
Tra gli stakeholder capaci di influenzare l’indirizzo delle politiche d’impresa, gli investitori rivestono un
ruolo centrale. Nell’ultimo decennio, nonostante la forte incertezza che ha segnato il settore finanziario
internazionale e l’alta volatilità dei mercati azionari, si è assistito ad una crescita costante del mercato
degli investimenti SRI (Social Responsible Investment). Negli ultimi anni è aumentato l’interesse di
analisti ed investitori ad integrare criteri di valutazione finanziari con criteri non-finanziari per valutare
l’impresa in modo più completo.
Tali criteri fanno riferimento a performance ambientali, sociali e di governance (ESG), ovvero alla misura
in cui esse riescono ad influenzare positivamente il business dell’impresa contribuendo alla creazione di
valore.
Nel 2015 Enel Green Power ha riconfermato la
propria presenza nei principali indici etici
internazionali, tra cui quelli delle famiglie
FTSE4Good, Euronext Vigeo, STOXX, ECPI, MSCI
ESG Index, Ethibel Corporate Social Responsibility
indices e lo Standard Ethics Italian Index.
La presenza in tali prestigiosi indici è una
l’intero Gruppo Enel, anch’esso presente da anni
nei più importanti indici mondiali di valutazione
della sostenibilità d'impresa, dell’efficacia della
politica aziendale per la promozione e lo sviluppo
di una maggiore sostenibilità in ambito sociale,
ambientale e di governance.
L’ammissione in tali indici testimonia come gli
sforzi di puntare su una strategia di business
incentrata sulla sostenibilità siano positivamente apprezzati dal mercato motivando allo stesso tempo
l’intero Gruppo a continuare su questa strada al fine di accedere ad ulteriori mercati.
82
conferma importante per Enel Green Power e per
Capitale produttivo
Il capitale produttivo è costituito dagli impianti produttivi e dalle relazioni con i business partner (fornitori
e appaltatori) organizzati al fine di contribuire al raggiungimento degli obiettivi strategici.
10.470 MW
33,6 TWh
Capacità installata
Energia prodotta
annualmente
35,2%
Acquisti green 9
In una logica interfunzionale di gestione del business, Enel Green Power adotta strumenti operativi volti a
integrare la prospettiva di creazione di valore condiviso lungo il ciclo di vita degli impianti.
Il modello di Creating Shared Value è stato definito coinvolgendo le Funzioni di Business Line (Business
Development, Engineering & Construction, Operation & Maintenance) tanto quanto alcune Funzioni di
Staff (Healt, Safety, Environment & Quality, Procurement, Audit, etc.).
In particolare, l’implementazione del modello prevede la corretta identificazione del grado di maturità
delle tematiche nelle Funzioni e l’adozione di una prospettiva trasversale tra le Funzioni di Business per
evitare che una vista eccessivamente “verticale” faccia perdere continuità e visione di lungo periodo
Come descritto nel paragrafo “Creare Valore Condiviso”, lungo tutta la catena del valore Enel Green
Power pone al centro del proprio modus operandi la massima attenzione sia nel gestire correttamente
tutte le esternalità derivanti dalla propria attività sia nel monitorare il modo in cui esse impattano sui
propri stakeholder.
9
L’indicatore si riferisce all’aggiudicato e contrattualizzato “Green” per il perimetro Italia.
83
nell’applicazione degli strumenti e nella definizione di azioni di CSV lungo la catena del valore.
Sin dal procedimento di autorizzazione dei progetti, la Funzione Business Development svolge,
congiuntamente e con il supporto delle Funzioni ad esso competenti, una valutazione del potenziale
impatto ambientale e paesaggistico degli impianti, nonché sulle comunità locali coinvolte. In tale fase,
laddove necessarie, vengono svolte anche consulenze da parte di soggetti esterni al Gruppo, ed incontri
con i residenti e con ulteriori controparti che possano avere interesse nello sviluppo del progetto.
La realizzazione di ogni opera viene valutata dalla Funzione E&C in termini di ottimizzazione e gestione
degli impatti ambientali, sociali, di salute e sicurezza, e di governance. La mitigazione degli impatti
rappresenta, difatti, il driver di ogni progetto al fine di coniugare le esigenze produttive con quelle di
sostenibilità dello stesso.
Infine, l’esercizio svolto dalla Funzione O&M rappresenta, come precedentemente descritto, il momento in
cui possono realizzarsi le maggiori opportunità di crescita socio-economica per le comunità locali, tramite
le leve dell’occupazione diretta di personale o del coinvolgimento delle imprese locali come outsourcer per
le attività di esercizio e di manutenzione degli impianti.
I nostri impianti
Enel Green Power produce energia dalle principali fonti rinnovabili, con un ampio portafoglio di impianti
eolici, idroelettrici, geotermici, solari e a biomasse.
A livello globale
Totale capacità installata 10.470 MW
38 MW
Biomasse
833 MW
Geotermico
Totale impianti in esercizio 713
399 MW
Solare
2.625 MW
Idroelettrico
6.575 MW
Eolico
Tutti gli impianti presenti sul territorio sono costruiti nel rispetto delle prescrizioni di legge e delle norme
di buona tecnica con l’obiettivo di minimizzare i potenziali impatti sulle comunità. Impianti, macchine e
attrezzature, infatti, sono soggetti a controlli sistematici e a periodiche attività di manutenzione lungo
procedure Enel Green Power.
Gli impianti dispongono di apparecchiature di sicurezza e di dispositivi di segnalazione per fronteggiare
eventuali malfunzionamenti o anomalie dei sistemi e sono delimitati da barriere e protezioni per impedire
l’accesso a personale non autorizzato.
Periodicamente vengono aggiornate sia la valutazione dei rischi lavorativi legati ai processi produttivi
aziendali, sia le conseguenti misure di prevenzione e protezione definite per il controllo dei rischi,
garantendo la salute e sicurezza dei lavoratori, dei terzi e di tutte le comunità presenti nel territorio ove
opera l’Azienda.
In generale, per verificare il rispetto dei limiti fissati, negli impianti vengono monitorati i seguenti aspetti
di rilevanza ambientale: emissioni nell’aria (gas inquinati, gas serra, polveri, vapori, aerosol); scarichi
nelle acque superficiali; produzione, riciclaggio, riutilizzo e smaltimento rifiuti; uso ed eventuale
contaminazione del terreno; agenti fisici (rumore, vibrazioni, polvere ecc.); impatti conseguenti a
incidenti e situazioni di emergenza; impatti biologici e naturalistici (biodiversità e altro).
84
l’intero ciclo di vita per garantirne il regolare funzionamento, nel rispetto della normativa e delle
IMPIANTI, ENERGIA ED IMPATTO
AMBIENTALE
85
Gli impianti "mini idro" hanno un impatto ambientale minimo e
forniscono energia senza immettere nell’ecosfera sostanze
inquinanti, polveri, calore e gas ad effetto serra, contribuendo
così a ridurre sia l’inquinamento locale, sia il riscaldamento
globale.
Si tratta di una fonte di energia considerata indispensabile per
il raggiungimento degli obiettivi europei di riduzione delle
emissioni climalteranti, tramite un maggiore ricorso alle fonti
rinnovabili.
Gestione dei fornitori
Enel Green Power, nell’ottica di creare valore condiviso, considera nella gestione dei propri impianti anche
quali possano essere le opportunità di sviluppo delle economie in cui opera. Investire nello sviluppo e
nella crescita di imprese locali può contribuire alla costruzione e al consolidamento delle relazioni con le
imprese del territorio che hanno la possibilità di svilupparsi partecipando alla realizzazione degli obiettivi
di business del Gruppo. Questo approccio sostenibile contribuisce a migliorare il processo produttivo ed il
rapporto con il territorio.
Sviluppo e impiego di imprese locali nella regione di Istmo (Messico)
Dal 2012, anno in cui sono entrati in esercizio i due impianti di Stipa Nayaa e Zopiloapan nello stato di
Oaxaca, in Messico, Enel Green Power ha fornito opportunità di impiego nelle attività O&M a circa 10
aziende locali, favorendo il loro sviluppo e contribuendo così al coinvolgimento economico e sociale di
circa 50 famiglie dello stato di Oaxaca. Le imprese locali sono state coinvolte in attività di
manutenzione di base degli impianti e nei servizi generali (ad es. la vigilanza, i servizi di acqua
potabile, la manutenzione delle strade e le opere civili in sito).
Nella regolazione dei rapporti di fornitura, Enel Green Power si rifà alle “Condizioni Generali di Contratto
del Gruppo Enel”, che si propongono di regolare i rapporti contrattuali tra le società del Gruppo Enel e i
suoi appaltatori per l’acquisto di materiali, attrezzature, lavori e servizi, oltre a richiedere il rispetto dei
principi contenuti nel Codice Etico, nel Piano Tolleranza Zero, nel Modello Organizzativo ex D.Lgs.
231/2001 ed il rispetto dei princìpi del Global Compact sui diritti umani.
I contratti di appalto di lavori, servizi e forniture sono affidati nel rispetto della legislazione vigente e dei
princípi di economicità, correttezza, concorrenza, e pubblicità, utilizzando procedure di
approvvigionamento che assicurano alle imprese partecipanti massima trasparenza, obiettività e parità di
trattamento. Inoltre, sono previsti criteri di sostenibilità specifici sono previsti nell’ambito delle procedure
di qualificazione, delle scelte di approvvigionamento, delle clausole contrattuali e delle modalità di verifica
dell’operato dei fornitori.
l’adozione di misure cautelari per la salvaguardia dell’ambiente da parte dell’Appaltatore, oltre che la
sottoscrizione delle seguenti clausole etiche contrattuali:
>
la clausola “Global Compact”, che impegna il fornitore a rispettare i principi del Global Compact in
materia di diritti umani, lavoro, tutela ambientale e contrasto alla corruzione e a orientare ogni
sua attività, eseguita da personale proprio o da subappaltatori, al loro rispetto;
>
la clausola “Anticorruzione”, che richiede al fornitore di prendere atto degli impegni assunti da
Enel in materia di contrasto alla corruzione e di assumere l’obbligo a non ricorrere a nessuna
promessa, offerta o richiesta di pagamento illecito nell’esecuzione del contratto nell’interesse del
Gruppo e/o dei suoi dipendenti, pena la possibilità per il Gruppo di risolvere il contratto e di
richiedere un risarcimento dei danni;
>
le clausole contrattuali in tema di rispetto dei diritti umani, incluse in tutti i contratti di appalto e
relativi a servizi, che prevedono il divieto di ricorso al lavoro minorile e al lavoro forzato, la libertà
di sindacato e di associazione, il divieto di discriminazione e il rispetto degli obblighi di sicurezza e
tutela ambientale da parte dei fornitori;
86
Le Condizioni Generali di Contratto prevedono, tra i diversi aspetti che regolano il rapporto di fornitura,
>
per i contratti stipulati in Italia, il richiamo al Protocollo di Legalità, che impegna il fornitore al
rispetto delle disposizioni del Protocollo quadro stipulato da Enel con il Ministero dell’Interno
italiano contro le infiltrazioni della criminalità organizzata e per la tutela della legalità;
>
le clausole contrattuali in tema di salute e sicurezza dei lavoratori che prevedono “Sanzioni per la
violazione della normativa in materia di tutela della salute e della sicurezza sui luoghi di lavoro”.
A fronte di ciascuna inadempienza dell’appaltatore in materia di tutela della salute e sicurezza sui
luoghi di lavoro, il Gruppo Enel ha la facoltà di applicare, dandone comunicazione all’appaltatore,
una sanzione pecuniaria in base alla gravità della violazione.
Inoltre, in contesti di particolare interesse ambientale sono state sviluppate anche specifiche clausole per
la tutela ed il rispetto dell’ambiente ed in caso di inadempimento si applicano le sanzioni previste in
analogia a quanto fatto per la salute e sicurezza.
Allo scopo di verificare il rispetto da parte di fornitori e appaltatori degli specifici obblighi etico-sociali, il
Gruppo Enel Green Power effettua controlli mirati presso le unità produttive e le sedi operative degli
stessi, nonché presso gli impianti in cui si svolge il lavoro/servizio. Tali controlli vengono effettuati dalle
Funzioni di Line con il supporto della Funzione Audit e in caso di inadempienze sono applicate le regole
contrattuali che prevedono sanzioni che vanno dall’ applicazione di penalità fino alla risoluzione del
contratto.
"VENDOR RATING"


2014 – 8 Paesi
2015 – 12 Paesi
In materia di scelte di approvvigionamento, Enel Green Power ha predisposto un piano di Green
Procurement che stabilisce specifici requisiti ambientali per alcune categorie merceologiche, prevedendo
l’approvvigionamento di prodotti e servizi più attenti all’ambiente rispetto ad altri utilizzabili allo stesso
scopo. Tale attenzione alla tutela ambientale si riflette anche nelle scelte effettuate a monte delle proprie
attività, per esempio nell’evitare l’utilizzo di pannelli fotovoltaici contenenti sostanze tossiche come il
telloruro di cadmio, e a valle, per esempio avendo previsto lo smaltimento dei pannelli fotovoltaici nei
propri processi. Nel 2015, per il perimetro Italia, l’aggiudicato e il contrattualizzato “Green” ammontano a
35,2 %.
Sempre in un’ottica di sostenibilità ambientale volta alla riduzione dell’uso di carta, il Gruppo promuove
con i suoi fornitori processi digitali per la qualificazione/registrazione, gestione delle gare e l’emissione dei
contratti.
Nel 2015 la percentuale di gare gestite in modalità on line è stata del 13,4%.
In Italia la quasi totalità dei contratti viene firmata digitalmente dai Procuratori Enel Green Power in
conformità alla legislazione italiana.
87
Enel Green Power applica un sistema di Vendor Rating
per valutare le prestazioni dei fornitori che forniscono
determinate categorie merceologiche, considerando
parametri quali la qualità dei servizi forniti, la
puntualità, la tutela della sicurezza e dell’ambiente, la
correttezza in fase precontrattuale ed esecutiva e la
violazione dei diritti umani.
Dal 2014 fino alla fine del primo semestre del 2015, il
numero di fornitori valutati è aumentato del 39% (da 243
a 338), e quelli valutati con un Vendor Rating Index
superiore a 70, in una scala da 0 a 100, è cresciuto dal
72% al 74%.
Sicurezza lungo la catena di fornitura
Enel Green Power stabilisce come prerequisito del contratto di fornitura di appaltatori e subappaltatori
interessati alla costruzione degli impianti il rispetto di standard specifici in materia di sicurezza, salute e
protezione dell'ambiente, così come riportati nel documento di Gruppo “HSE Requirements E&C”. Ad
appaltatori e subappaltatori, infatti, viene richiesto non solo il rispetto di requisiti per la fase di
progettazione, ma anche di sviluppare documentazione adeguata e sufficiente, di elencare i costi per
garantire salute e sicurezza nei cantieri, di promuovere le migliori pratiche per la gestione ambientale.
Anche nella fase di gestione degli impianti, la Funzione Operation & Maintenance collabora attivamente
con la Funzione Health, Safety, Environment and Quality per il miglioramento continuo dei livelli di
sicurezza negli impianti ed il raggiungimento dell’obiettivo “zero infortuni”. Inoltre, la stessa Funzione
mette in campo tutte le azioni e gli strumenti di comunicazione interna, utili a diffondere al personale di
tutti i Paesi le migliori pratiche e procedure necessarie per il raggiungimento degli obiettivi in materia di
Health, Safety, Environment and Quality.
Il progetto “Safety & Environment in Procurement” prevede la somministrazione di un questionario
preliminare ai fornitori che si candidano per partecipare alle gare d’acquisto. Il questionario, che varia a
seconda che il lavoro rientri nella fase E&C o in quella O&M, è composto da un massimo di 13 domande
volte a conoscere il trend dei principali indici infortunistici (compresi i near miss) e le capacità di gestione
in materia di sicurezza delle società offerenti, correlandole anche all’esperienza del fornitore nelle attività
specifiche, alla conoscenza della normativa del Paese e alle modalità di gestione e formazione delle
persone impiegate. Tra le domande del questionario a cui i fornitori devono rispondere, allegando
opportuna documentazione di supporto, si chiede l’adozione e il rispetto di procedure in materia di
Sicurezza e Ambiente, il possesso di certificazioni di gestione dell'Igiene e della Sicurezza sui luoghi di
lavoro o di un sistema di Gestione ambientale, l’implementazione di programmi di formazione in materia
sicurezza e ambiente e lo stato di obsolescenza dei macchinari utilizzati nei cantieri. Una volta ricevuti i
questionari compilati, questi vengono valutati dalla Funzione Health, Safety, Environment & Quality che,
servendosi anche di interviste, seleziona i fornitori da ammettere alla fase economica sulla base di una
griglia di punteggi finali prestabiliti. Tali informazioni, provenienti da tutto il mondo, vengono archiviate in
un Data Base centralizzato.
Il rispetto di quanto dichiarato in fase di gara viene verificato, oltre che attraverso i controlli routinari del
Gestore Contratto, attraverso valutazioni a campione denominate “ECOS - Extra Checking On Site”. Nel
valutazione finale (Post Work Assessment) finalizzata ad avere la visione complessiva delle performance
in materia di salute, sicurezza e ambiente dell’appaltatore. Tale valutazione viene realizzata dal team
locale che ha svolto l’attività insieme al team centrale che gestisce il Data Base e che provvede
all’aggiornamento e alla condivisione delle informazioni.
Al fine di promuovere e consolidare la cultura della salute e della sicurezza sul lavoro, Enel ha proseguito
nel 2015 con l’implementazione del progetto “One Safety” dedicato alla promozione dei comportamenti
sicuri sia dei dipendenti del Gruppo che del personale delle imprese appaltatrici. Lo scopo del progetto,
relativamente alla fornitura di lavori o servizi, è quello di rafforzare la cultura della sicurezza delle
imprese, attraverso l’osservazione dei comportamenti di coloro che lavorano alle dipendenze delle
imprese o di eventuali subappaltatori, con l’obiettivo di sostenere e promuovere l’adozione di
comportamenti sicuri e correggere situazioni a rischio.
La condivisione con i lavoratori interni ed esterni dei motivi e dei risultati delle osservazioni, in un’ottica
non “punitiva” ma costruttiva, rappresenta un elemento di forza del programma, che negli anni ha saputo
instaurare un clima di collaborazione e favorire la consapevolezza a tutti i livelli dei rischi sul lavoro e di
come prevenirli.
88
caso di attività più complesse/a rischio, a conclusione dei lavori viene anche effettuata un’ulteriore
Agli appaltatori cui viene affidato un contratto di appalto, che abbiano aderito ed implementato
positivamente il progetto “One Safety”, Enel riconosce alcuni bonus, nei termini e nelle condizioni
stabilite, tra cui la riduzione del 20% della garanzia definitiva (ove prevista) e un bonus relativo al
punteggio di Vendor Rating.
Approccio integrato a salute, sicurezza, ambiente e qualità
Enel Green Power si propone di affrontare con visione sistemica e in un’ottica di miglioramento continuo
la gestione della salute e sicurezza, degli aspetti ambientali e della qualità sia nella propria azione diretta
sia in quella indiretta.
A fronte di questo impegno, il Gruppo si è dotato di un Sistema di Gestione Integrato Salute,
Sicurezza, Ambiente e Qualità.
La qualità del Sistema è stata confermata dall’ottenimento delle certificazioni esterne più accreditate a
livello internazionale in tema di salute, sicurezza, ambiente e qualità d’impresa. A seguito dell’entrata di
nuovi paesi nel perimetro di Gruppo, il livello di copertura delle certificazioni è pari al 98% per gli aspetti
di salute, sicurezza e ambiente, e del 70% per la qualità.
Il Sistema di Gestione Integrato persegue, come dichiarato nella Politica di Enel Green Power, le seguenti
linee:
>
sviluppare le capacità del personale mediante azioni d’informazione, formazione e addestramento,
al fine di migliorare consapevolezza e senso di responsabilità del proprio ruolo e delle proprie
potenzialità, sia per il conseguimento degli obiettivi, sia per la prevenzione dei rischi inerenti la
salute e sicurezza, sia per i risultati di prestazione ambientale;
>
realizzare, gestire e mantenere gli impianti secondo le migliori pratiche e tecnologie disponibili,
nel rispetto dei tempi e dei costi definiti, integrando le problematiche della salute e sicurezza sul
lavoro e della tutela ambientale all’interno delle normali attività decisionali e gestionali;
>
attuare tutto quanto necessario per l’eliminazione dei rischi per la salute e sicurezza sul lavoro e
per evitare o ridurre gli impatti ambientali, attraverso la continua valutazione dei pericoli, la
prevenzione degli incidenti e infortuni, il controllo dei materiali impiegati e dei rifiuti prodotti,
oltre che il rispetto delle procedure operative stabilite;
>
selezionare accuratamente fornitori e appaltatori, promuovendo in maniera condivisa e sinergica il
loro coinvolgimento negli obiettivi di qualità, sicurezza e ambiente del Gruppo;
>
accrescere il coinvolgimento e la professionalità dei propri collaboratori e favorire la capacità di
>
ricercare, attraverso il conseguimento degli obiettivi aziendali, la soddisfazione dei clienti e di tutti
gli stakeholder;
>
promuovere e sostenere un dialogo aperto con i cittadini, istituzioni e comunità sui riflessi che le
attività del Gruppo hanno nei confronti della collettività e dell’ambiente, per favorire interventi di
protezione e di valorizzazione a tutela e per il miglioramento della salute e sicurezza interna ed
esterna.
La Funzione Health, Safety, Environment & Quality opera attraverso un presidio a livello Centrale – che si
occupa di definire linee guida, politiche e procedure e di coordinare centralmente le attività – e Direzioni
nelle diverse aree geografiche per l’implementazione dei programmi e delle iniziative, e il monitoraggio
delle performance nell’intero perimetro.
89
migliorarsi costantemente;
Obiettivi
1. Applicazione e mantenimento di
un sistema di gestione Integrato
Salute, Sicurezza e Ambiente
2. Inserimento ottimale degli
impianti nel territorio, tutelando la
biodiversità
3. Riduzione dell'impatto ambientale
attraverso l'applicazione di BAT
(Best Available Techniques)
4. Generazione a basse emissioni Leadership nelle rinnovabili
5. Uso efficiente delle risorse idriche
e delle materie prime
Linee d’azione
• Mantenimento delle certeficazioni ISO 14001:2004 e OSHAS 18001:2007
• Estensione delle certificazioni a nuovi progetti
• Iniziative in aree protette
• Campagne / monitoraggi
• Mitigazione dell’impatto visivo
• Valutazione dell‘impatto sull’ambiente per costruzione di impianti o modifiche rilevanti
• Utilizzo privilegiato di sostanze non inquinanti
• Censimento amianto e PCB per valutazione di interventi di rimozione o bonifica
• Sistemi di controllo e monitoraggio
• Ampliamento del parco di generazione da fonti rinnovabili
• Monitoraggio dei consumi di materie prime
• Efficienza degli impianti (utilizzo di componenti e/o processi a maggior rendimento,
riduzione dei consumi dei servizi ausiliari)
• Gestione più efficiente della risorsa acqua
• Riciclo interno dell’acqua per uso industriale
6. Gestione ottimale di rifiuti e reflui
• Tutela, monitoraggio e bonifica della qualità di acque superficiali, suolo e sottosuolo nelle
aree circostanti gli impianti e i cantieri
• Diminuzione della produzione di rifiuti
• Aumento della percentuale di recupero dei rifiuti
• Selezione qualificata dei fornitori di servizi di smaltimento
• Utilizzo di sistemi informatici per la tracciabilità dei rifiuti
7. Comunicazione interna e esterna
• Iniziative esterne: comunicazione con gli analisti; pubblicazione di contenuti su Salute,
Sicurezza e Ambiente nel Bilancio consolidato; sito internet; Dichiarazioni ambientali per i
siti registrati EMAS; partecipazione a indici di sostenibilità
• Coinvolgimento interno
8. Formazione e consapevolezza
9. Contractors
• Iniziative e programmi di formazione
• Utilizzo di criteri di qualificazione e scelta dei fornitori basati sulle prestazioni di sicurezza
e ambiente
• Interventi di sensibilizzazione
• Interventi organizzativi e procedurali
• Prevenzione infortuni
10. Sicurezza
• Miglioramenti impiantistici
90
• Interventi procedurali
Nella tabella sottostante si riporta il livello di copertura delle certificazioni UNI EN ISO14001:2004
(ambiente), BS OHSAS 18001:2007 (salute e sicurezza), UNI EN ISO 9001:2008 (qualità), relativamente
agli impianti del Gruppo e alle Funzioni di Line e di Staff della Sede Centrale e di tutti i paesi in cui il
Gruppo opera.
Cultura della sicurezza e della prevenzione
Il rispetto dei più alti standard in materia di salute e sicurezza per i propri dipendenti e per quelli di chi
lavora per il Gruppo riveste per Enel Green Power un tema gestionale di massima importanza. Il Gruppo
recepisce e promuove in modo attivo le politiche e le procedure del Gruppo Enel in materia di salute e
sicurezza sul posto di lavoro, ispirate al duplice obiettivo di diffondere e consolidare la cultura della
sicurezza e di abbattere il numero di infortuni.
Nel 2015 l’impegno economico complessivo per le attività di salute e sicurezza è stato di oltre 65 milioni
10
Nel corso dell’anno non si sono verificati infortuni gravi o mortali a personale di Enel Green Power,
mentre si è verificato un infortunio grave a un dipendente di una ditta appaltatrice.
Dato questo contesto, il raggiungimento dell’obiettivo “Zero Infortuni” – che Enel Green Power condivide
con tutto il Gruppo Enel – resta prioritario. Anche nel 2016, pertanto, le attività nell’ambito della
valutazione dei rischi, della prevenzione e del monitoraggio, così come i programmi di sensibilizzazione
rivolti al personale del Gruppo e delle ditte appaltatrici, resteranno di primaria importanza.
Le Unità Health, Safety, Environment & Quality locali effettuano la valutazione dei rischi per la salute e la
sicurezza dei lavoratori correlati sia alle attività lavorative e ai processi produttivi sia agli impianti e ai
luoghi di lavoro. Tale valutazione consente di individuare le misure di prevenzione e protezione più idonee
(inclusi i Dispositivi di Protezione Individuale - DPI) per eliminare i rischi o ridurli, definire le priorità
d’intervento e programmare le misure necessarie a garantire il miglioramento dei livelli di sicurezza nel
tempo.
La verifica della corretta attuazione del Sistema di Gestione Integrato Qualità, Sicurezza e Ambiente a
livello di Gruppo e l’adeguatezza delle azioni delle Direzioni locali per le tematiche specifiche avvengono
10
Il perimetro degli indicatori in materia di salute e sicurezza non include la società 3Sun.
91
di euro, corrispondente a una spesa per dipendente di circa 17 mila euro .
attraverso un piano di audit interno definito su base triennale, che coinvolge tutti gli impianti e le realtà
produttive di Enel Green Power. Le singole Direzioni locali predispongono, inoltre, piani di audit interni su
base annuale per esigenze specifiche.
Inoltre, sono stati effettuati in tutto il perimetro del Gruppo 68 Extra Checking On Site (ECOS), una
tipologia di controllo in sito instituita per analizzare gli standard di Sicurezza e Ambiente da personale
esperto e per condividere conoscenze tra le varie identità locali di Gruppo. Nel 2015 i controlli sono stati
ripartiti tra cantieri e impianti in esercizio: una particolare attenzione è stata rivolta ai cantieri di Brasile,
Cile e Sud Africa e in generale sul perimetro italiano. Le principali aree di miglioramento riscontrate
riguardano la gestione del rischio di caduta dall’alto e del rischio elettrico, i permessi di lavoro, la verifica
sulle macchine e sulle attrezzature, la gestione dei lavoratori contrattisti e il controllo degli accessi.
Nell’ambito della prevenzione, è proseguita nel corso del 2015 l’implementazione del progetto “Design to
Safety”, che ha lo scopo di migliorare il livello di sicurezza nelle fasi di costruzione ed esercizio a partire
dalla progettazione del cantiere o dell’impianto. Il coinvolgimento e l’attiva partecipazione della Funzione
Health, Safety, Environment & Quality durante la fase di ingegneria assicura che la progettazione
dell’impianto tenga conto delle esigenze di sicurezza e promuova la diffusione di una “cultura della
sicurezza” tra i responsabili del progetto di ingegneria.
Attività di formazione e sensibilizzazione in materia di salute e
sicurezza
Tra le iniziative principali per il consolidamento della cultura della sicurezza, focalizzate in particolare sul
personale operativo, nel 2015 è stata lanciata la Campagna dedicata ai near miss, finalizzata a
promuovere l’identificazione, la segnalazione e l’analisi dei “quasi infortuni”, gli eventi “sentinella” che
consentono di identificare eventuali situazioni di rischio, analizzarle e correggerle con azioni specifiche
prima che possano portare ad un infortunio, rappresentando così uno strumento fondamentale per
aumentare i livelli di sicurezza. La campagna, che ha visto la realizzazione di diversi materiali di
comunicazione (video, opuscoli, newsletter, ecc.) ha sortito effetti positivi: nel 2015 sono stati riportati
ben 255 near miss, con un incremento pari a più del 400% rispetto ai near miss comunicati nel 2014
(solo 47). I near miss più rilevanti sono stati analizzati, individuandone le cause così da poter definire e
implementare delle azioni correttive e prevenire altri eventi simili. Inoltre, analogamente alla prassi
adottata per gli infortuni, anche per i near miss le analisi e le derivanti “Lesson Learned” sono state
condivise in tutta Enel Green Power, attraverso differenti canali: Digital Newsletter, news sui portali di
hanno contribuito attivamente alla realizzazione e al raggiungimento di questo importante obiettivo.
In coerenza con l’obiettivo “Zero Infortuni”, condiviso con il Gruppo Enel, Enel Green Power considera la
formazione come fondamentale strumento di prevenzione e leva di promozione di una cultura della
sicurezza a tutti i livelli.
Sulla base di questo principio, ogni anno, il Gruppo progetta e attiva numerosi programmi e iniziative di
sensibilizzazione rivolti sia ai propri collaboratori sia ai lavoratori delle imprese appaltatrici per
promuovere l’adozione di comportamenti sicuri trasversalmente a tutte le attività aziendali.
Una delle iniziative più importanti, lanciate nel 2015, è stato il programma di formazione sui temi di
salute, sicurezza e ambiente per i manager finalizzato a rafforzare la leadership sulla sicurezza del top e
middle management e a rafforzare conoscenze e competenze tecniche: in tutti i Paesi i manager hanno
partecipato, insieme al personale operativo, a corsi tecnici di formazione e addestramento, come il corso
di discesa dalla WTG (Wind Turbine Generator), il corso sul rischio elettrico o sulla gestione degli incidenti
ambientali, o iniziative di prevenzione, come la formazione sull’uso del defibrillatore.
A questi programmi sul campo, si affiancano i programmi di formazione della “Safety Academy”, dedicata
alla famiglia professionale della Safety, che mirano a diffondere competenze tecniche, di natura
92
comunicazione delle Funzioni E&C e O&M, e meeting. Tutte le Country e le Funzioni di Enel Green Power
motivazionale e di comunicazione, nonché ad accrescere la consapevolezza sulle caratteristiche individuali
che possono influenzare i comportamenti, così da sviluppare un atteggiamento proattivo e autorevole
rispetto al ruolo ricoperto.
Per i neoassunti sono organizzati percorsi di formazione focalizzati sui rischi a cui saranno esposti nella
loro attività lavorativa e attività di prevenzione differenziate a seconda della Funzione di appartenenza:
nel 2015, in particolare, per le Funzioni di Staff è stato lanciato in Italia il progetto “Involve yourself in
HSEQ (Health, Safety, Environment & Quality)” che ha l’obiettivo di far acquisire ai dipendenti, sin dal
loro ingresso in azienda un bagaglio di conoscenze e competenze “chiave” in materia di salute, sicurezza,
ambiente e qualità, che dovranno caratterizzare tutto il loro percorso lavorativo.
"Involve Yourself in Health, Safety, Environment and Quality"
Nel 2015 è proseguita l’iniziativa "Involve Yourself in Health, Safety, Environment and Quality",
estendendola ai nuovi assunti ed integrandola con nuovi contenuti riguardanti le tematiche
ambientali e la qualità. Si tratta di percorso esperienziale di circa 5 mesi, che Enel Green Power
porterà avanti anche nel 2016, per sviluppare e diffondere sempre più il concetto di Safety come
parte integrante del business insieme alle tematiche legate ad ambiente, salute, qualità e
sicurezza in tutti i luoghi di lavoro.
Nel 2015 è stata data grande rilevanza alla formazione su rischi emergenti, come i rischi per la salute e
sicurezza legati alle missioni all’estero, per i quali sono stati organizzati specifici seminari rivolti ai
“frequent travellers”, focalizzati, in particolare, sulle malattie infettive e sulle principali misure di
prevenzione e profilassi da adottare.
Grande attenzione, infine, è stata dedicata ai temi della sicurezza stradale, attraverso l’erogazione di
corsi di guida su pista in tutti i Paesi ed il lancio di una campagna globale di comunicazione dedicata a
sensibilizzare tutti i dipendenti sui comportamenti corretti da adottare quando si è al volante, con un
focus specifico sui rischi legati alla distrazione, alla sottovalutazione delle condizioni meteorologiche e
della strada.
Gli eventi infortunistici (infortuni, first aid e near miss), rilevati attraverso il sistema delle segnalazioni,
sono oggetto di una costante attività di analisi delle cause a partire dalla quale vengono definite iniziative
di prevenzione e di condivisione delle informazioni e delle best practice.
Per condividere informazioni ed eventuali soluzioni comuni alle diverse Aree, vengono diffusi a tutti i livelli
report di dettaglio sugli eventi infortunistici ed i bollettini sulle “lezioni apprese”. Tale condivisione
riguarda anche gli appaltatori e i subappaltatori che operano nei cantieri e negli impianti: vengono infatti
organizzati incontri periodici a livello centrale e di singole unità operative che illustrano gli standard di
sicurezza per le diverse tipologie di attività e tecnologie e le best practice a livello di Gruppo Enel Green
Power e Gruppo Enel.
A rafforzamento delle pratiche già in essere, nei “Knowledge Portal” di E&C e O&M sono costantemente
inseriti documenti, informazioni e notizie con tutti i livelli e tutte le Aree di presenza. Il Knowledge Portal
permette, infatti, di diffondere nel modo più efficace i report potenziando la diffusione di informazioni e
buone pratiche e rafforzando le sinergie possibili con le Funzioni di Line per l’applicazione di misure
preventive e correttive simili a valle di eventi accaduti in Aree diverse.
93
Analisi degli eventi infortunistici
Al fine di misurare l’efficacia delle iniziative di prevenzione vengono periodicamente monitorati i seguenti
indicatori:
>
KPI definiti “leading” o “upstream”, che “misurano” le attività di prevenzione messe in atto per la
riduzione degli infortuni (ad es. numero di osservazioni “One Safety” nel periodo, numero piani di
miglioramento individuati nei “Personalized One Safety” ecc.),
>
KPI definiti “trailing” o “downstream” (ad es. numero di near miss in un dato periodo, indice di
frequenza degli infortuni, ecc.) che misurano i risultati ottenuti a valle dell’iniziativa.
Altre iniziative per promuovere la cultura della sicurezza
Al fine di diffondere e condividere la cultura della sicurezza non solo tra i lavoratori coinvolti in attività
operative, ma tra tutti i dipendenti del Gruppo e tutti i soggetti che entrano in contatto con Enel Green
Power, vengono realizzate numerose iniziative interne ed esterne di condivisione degli obiettivi e dei
messaggi chiave sulla sicurezza.
Anche quest’anno, a giugno si è tenuta la 7° edizione dell’ “International Health and Safety Week”, un
momento di riflessione in tutto il Gruppo Enel sulla salute e sulla sicurezza con più di 600 iniziative
sviluppate.
La sicurezza ha inoltre un ruolo di primo piano negli incontri di “Cascade”, il processo annuale di
coinvolgimento interno per la condivisione degli obiettivi strategici dal vertice aziendale fino alle unità
operative, in cui vengono diffusi messaggi sulla sicurezza e condivise le best practice di Gruppo.
A livello di unità operative vengono organizzati incontri periodici in cui si analizzano e discutono le
performance ottenute e i trend degli indicatori di salute e sicurezza, in un’ottica di miglioramento
continuo. Con le “Safety Walks”, sopralluoghi sui siti Enel Green Power che vedono coinvolti i manager a
vari livelli organizzativi, è stato rafforzato l’impegno del management verso la promozione della cultura
della sicurezza attraverso il presidio individuale e il controllo sui comportamenti dei propri collaboratori e
sullo stato delle attrezzature e degli impianti.
Incontri di condivisione sui temi generali e sulle pratiche di salute e sicurezza, infine, vengono tenuti
periodicamente con i rappresentanti dei lavoratori e con le organizzazioni sindacali.
In tutti i cantieri di costruzione di Enel Green Power nel mondo, è stato organizzato il 27 ottobre 2015
“Stop Work Day”: i colleghi hanno cessato le loro attività per un'ora, all'inizio della giornata lavorativa,
come occasione di riflessione comune sul tema della sicurezza del lavoro. Scopo dell'iniziativa è quello di
richiamare l'attenzione di tutte le persone coinvolte nelle nostre attività sull'importanza di lavorare in
che si può raggiungere l'obiettivo "Zero Infortuni". La sicurezza è un valore chiave per il Gruppo Enel:
Safety First.
94
sicurezza, perché è solamente adottando comportamenti responsabili e rispettando le procedure di lavoro
"INDAGINE STRESS DA LAVORO CORRELATO (D. Lgs. 81/08)"
Nel 2015, in Italia, è stata ripetuta l’indagine sullo stress da lavoro correlato, con l’obiettivo di
effettuare una valutazione del rischio stress all’interno dell’organizzazione nell’ottica di prevenire,
ridurre e gestire i rischi psicosociali e, quindi, favorire il miglioramento delle più generali
condizioni lavorative.
L’indagine, che sarà portata a termine nel primo trimestre del 2016, è svolta in collaborazione
con specialisti esterni in materia di psicologia del lavoro e coinvolge le figure aziendali chiave in
materia di salute e sicurezza sul lavoro (Datori di Lavoro, Medici Competenti, Rappresentanti dei
Lavoratori per la Sicurezza, ecc.), nonché un campione rappresentativo di lavoratori, sia
attraverso la compilazione di un questionario (in forma anonima), sia attraverso la
partecipazione ad un momento di confronto aperto (question time).
95
L’analisi dei risultati consentirà di aggiornare la precedente valutazione del rischio stress lavorocorrelato condotta nel 2011-2012 e di formulare delle proposte di intervento rispetto ad eventuali
criticità emerse.
Il capitale intellettuale include gli “intangible asset” che creano un vantaggio competitivo per il Gruppo
Enel Green Power (innovazione e attività di Ricerca e Sviluppo)
19
39
12,06 milioni €
Partnership di
innovazione
Progetti lanciati e gestiti
dalla Funzione
Innovazione
Investimenti in
Innovazione
Per Enel Green Power l’innovazione rappresenta uno degli elementi cardine per perseguire l’obiettivo di
crescita sostenibile del Gruppo in un’ottica di creazione di valore condiviso.
Adottando un approccio di “open innovation”, Enel Green Power rimane aperta al contributo di tutti e
intende porre in essere modalità che consentano di aumentare sempre più la capacità di ascolto di chi
voglia partecipare attivamente a costruire un futuro sostenibile.
In tal senso, possono essere sicuramente considerate un successo le oltre 100 proposte arrivate nel corso
dell’anno sulla piattaforma di crowdsourcing (accessibile dal sito internet istituzionale) per consentire di
condividere idee e proposte innovative. Inoltre, nel corso del 2015, sono pervenute 130 proposte giunte
per l’Innovation Competition, in cui partecipanti di tutto il mondo si sono sfidati proponendo soluzioni
innovative su un gruppo di tematiche proposte dall’azienda.
Il nostro approccio all’innovazione
Nel 2015 Enel Green Power ha destinato all’innovazione per lo sviluppo e la sperimentazione operativa di
tecnologie innovative oltre 12 milioni di euro, il 20% dei quali dedicati alla ricerca di medio-lungo periodo.
Nel quinquennio 2016-2020 si prevede di dedicare a queste attività circa 130 milioni di euro.
Nel corso dell’anno, gli sforzi del Gruppo in tema di innovazione si sono concentrati nelle seguenti aree:
Miglioramento delle
performance delle
tecnologie
Sviluppo delle energie
rinnovabili in contesti
urbani
Utilizzo di nuove risorse
rinnovabili
presente, il Gruppo è intenzionato a potenziare l’accesso delle popolazioni all’energia elettrica anche
grazie alla compresenza di tecnologie di generazione diversificate e all’impiego di sistemi di accumulo
elettrochimico, al fine di realizzare impianti non collegati alla rete.
Enel Green Power è fortemente interessata a puntare anche sull’impiego delle risorse rinnovabili in
contesti urbani, attraverso l’utilizzo di impianti di dimensioni ridotte e a basso impatto visivo, quali
generatori eolici all’avanguardia e sistemi solari termodinamici di piccola taglia, che si integrano meglio
dal punto di vista architettonico.
Infine, il Gruppo è impegnato a sviluppare l’utilizzo di nuove risorse rinnovabili ad oggi non utilizzate, con
particolare focus sull’energia dal mare e sull’eolico d’alta quota.
Partnership e collaborazioni
Enel Green Power individua come interlocutori principali il mondo accademico, istituzioni, Centri di
Ricerca, startup e realtà industriali consolidate che possano contribuire a superare le sfide tecnologiche
tipiche del settore, con il fine di condividere idee e tecnologie e promuovere, laddove possibile, forme di
co-investimento.
96
Nell’ambito del miglioramento delle performance tecnologiche in cui Enel Green Power è tradizionalmente
Nel 2015 la Funzione Innovazione di Enel Green Power ha analizzato circa 500 progetti innovativi
attraverso il canale di scouting, al quale arrivano proposte sia da fonti interne al Gruppo Enel sia da fonti
esterne. Nel corso dell’anno è stato altresì portato avanti un progetto di valutazione delle realtà aziendali
israeliane fortemente attive nell’innovazione tecnologica e sono stati perfezionati alcuni accordi che
mirano a testare nuove tecnologie in particolare nel settore fotovoltaico.
Parallelamente, Enel Green Power è coinvolta in numerosi progetti avviati in sinergia e coordinamento
con le altre società del Gruppo Enel. E’ il caso di INCENSe (INternet Cleantech ENablers Spark),
l’acceleratore dedicato alle aziende della clean technology europee ed israeliane sostenuto dalla
Commissione Ue, attraverso il programma FIWARE, e coordinato da Enel con l’obiettivo di promuovere
l’innovazione e la crescita dell’occupazione tecnologica nel settore energetico attraverso lo sviluppo dei
prodotti e servizi legati alle tecnologie verdi. Il primo bando INCENSe si è concluso nel corso del primo
semestre 2015 con il riconoscimento in favore di ciascuna delle 14 startup vincitrici di un contributo a
fondo perduto di 150 mila euro. Enel Green Power ha partecipato all’iniziativa e avviato collaborazioni
dirette, anche congiuntamente ad altre società del Gruppo, con alcune delle startup vincitrici.
Per quanto riguarda i rapporti con il mondo accademico, nel 2015 Enel Green Power ha rinnovato la
propria collaborazione con il Best Program (Business Exchange and Student Training) di Fulbright,
programma promosso dall’Ambasciata degli Stati Uniti d’America a Roma e rivolto a giovani ricercatori in
vari campi, tra cui l’energia e le tecnologie verdi.
Inoltre, al fine di consentire lo sviluppo delle competenze tecniche anche a livello locale, in America Latina
Enel Green Power mette a disposizione borse di studio finalizzate a formare personale locale da affiancare
ai team di professionisti Enel Green Power.
Enel Green Power, inoltre, collabora con alcuni atenei italiani contribuendo all’offerta didattica di master
universitari con interventi sui temi del reporting, della sostenibilità e della creazione di valore condiviso, e
supporta studenti universitari nel completamento della loro tesi di laurea su queste materie.
Principali progetti di Innovazione
Nel corso del 2015, Enel Green Power ha continuato l’implementazione dei progetti avviati negli anni
precedenti ed ha lanciato nuovi progetti altamente innovativi in ciascun settore tecnologico in cui il
Gruppo opera.
Nel campo dell’energia marina, Enel Green Power ha avviato alcune collaborazioni con startup italiane ed
estere che hanno portato alla realizzazione ed implementazione di nuove tecnologie per lo sfruttamento
sperimentazione della macchina marina messa in esercizio a largo di Pantelleria.
MERIC - Marine Energy Research and Innovation Centre (Cile)
Nel 2014, Energia Marina, società cilena partecipata da Enel Green Power Chile, si è aggiudicata la gara per la
costruzione del MERIC (Marine Energy Research and Innovation Centre).
Il Centro ha l’obiettivo di svolgere attività di ricerca e sviluppo nell’ambito delle tecnologie che utilizzano l’energia
marina ed è supportato da diverse organizzazioni ed istituzioni locali (tra cui fondazioni, istituzioni accademiche,
centri di ricerca, e le società Chilectra ed Endesa Chile appartenenti al Gruppo Enel).
Nel 2015 è stato perfezionato l’accordo di finanziamento del progetto che impegna CORFO (Corporación de
Fomento de la Producción) ad erogare un contributo economico complessivo di circa 8 milioni di euro in favore di
Energia Marina nel corso degli otto anni di durata del progetto.
97
del moto ondoso; in particolare, è stato definito con la Wave for Energy un accordo di partecipazione alla
In ambito eolico sono in corso di valutazione le nuove tecnologie che sfruttano l’energia eolica ad alta
quota oltre che gli ambiti di applicazione del mini-eolico. In particolare, per quest’ultimo, continua la
collaborazione con Renzo Piano Building Workshop e con gli altri partner industriali selezionati ai fini dello
sviluppo e certificazione dell’aerogeneratore “Libella”, disegnato dall’architetto Renzo Piano e destinato a
produrre un minor impatto ambientale rispetto alle attuali tecnologie.
Il 2015 è stato inoltre un anno molto importante sul fronte dell’energy storage. Enel Green Power, grazie
ad accordi di partnership con leader internazionali, ha installato due diversi sistemi di accumulo integrati
rispettivamente in un impianto eolico a Potenza e in un impianto fotovoltaico a Catania. Scopo dei
progetti è la verifica sperimentale di funzioni di energy management avanzato per la minimizzazione
dell’intermittenza e la massimizzazione dell’utilizzo delle connessioni esistenti. Questi progetti si
aggiungono all’impianto in funzionamento nel villaggio cileno di Ollagüe: un sistema di accumulo
elettrochimico integrato con un impianto di generazione off-grid ibrido fotovoltaico-eolico-termodinamico,
che sta dando eccellenti risultati fornendo al villaggio energia elettrica in modo continuativo e riuscendo
al contempo a coprire circa l’85% del fabbisogno degli abitanti mediante la produzione di energia da
risorse rinnovabili.
Nel corso del 2015, l’energy storage ha assunto per Enel Green Power importanza anche nell’ambito
residenziale. E’ stato infatti siglato un accordo di collaborazione con Tesla per le attività di testing e,
successivamente, per lo sviluppo commerciale dello storage residenziale destinato al mercato retail in
Sud Africa. I sistemi di accumulo residenziale consentono ai consumatori di immagazzinare nella propria
batteria l’energia autoprodotta, per esempio attraverso impianti fotovoltaici, per poi utilizzarla
successivamente per alimentare la propria abitazione nel caso in cui questa non sia connessa ad una rete
elettrica, o in caso di interruzione della fornitura di energia (black-out) dalla rete.
Nell’ambito del solare è cominciata nel 2015 la costruzione del primo impianto al mondo con moduli
bifacciali ed elettronica distribuita. Inoltre, questa estate è entrato in piena operatività l’innovativo
impianto ibrido di Stillwater, in Nevada (USA), di proprietà di Enel Green Power, in cui solare fotovoltaico
e solare termodinamico contribuiscono a migliorare le performance dell’esistente impianto geotermico,
creando una soluzione unica al mondo.
Sempre nel 2015, in ambito geotermico è cominciata la fase preliminare del progetto Descramble, che
ad alta entalpia ed alimentare nuovi impianti, portando l’esistente pozzo Venelle 2 (nell’area geotermica
di Larderello) oltre i 3 km di profondità. Questo progetto, finanziato dall’Unione Europea tramite il
programma Horizon2020, è sviluppato da un consorzio internazionale, di cui Enel Green Power è a capo,
che include il CNR, le università tedesche di Aachen, Freiberg e Kiel e due aziende norvegesi, SINTEF PR
e SINTEF ICT.
Nel corso dell’anno, nell’ambito della relazione avviata nel 2012 con il TIS - Innovation Park e
l’Assessorato all’Innovazione della Provincia Autonoma di Bolzano, sono continuate le attività di
valutazione delle performance del sistema Trinum, solare termico “tascabile” in grado di generare
contemporaneamente energia elettrica e termica. Due di tali sistemi sono installati e collegati alla rete
elettrica locale di Bolzano e sono monitorati da remoto con un sistema di telecontrollo. Nel corso
dell’anno in Cile due sistemi Trinum sono stati installati e collegati alla micro grid del villaggio di Ollagüe
che, nel 2016, si prevede di monitorare da remoto attraverso il completamento del sistema di
telecontrollo.
98
prevede la realizzazione di un pozzo in condizioni geofisiche supercritiche, per estrarre vapore geotermico
I riconoscimenti ricevuti per l’impegno nell’innovazione
Durante l’anno, Enel Green Power ha ricevuto numerosi riconoscimenti all’attività di innovazione da parte
di varie importanti organizzazioni nazionali e internazionali, nell’ambito di concorsi volti a premiare e
supportare progetti e idee innovative rientranti nelle direttrici di innovazione di Enel Green Power. Esempi
in tal senso includono il premio Best Sustainable Business 2015 in Cile: un riconoscimento per
l’innovazione e la sostenibilità di Enel Green Power nel Paese Latinoamericano e in particolare per
l’impianto di Ollagüe, realizzato nell’omonimo villaggio della regione di Antofagasta, già insignito del
“Premio innovazione dell’anno” dal Chilean International Renewable Energy Congress e del premio GEA
2015 (Geothermal Energy Association statunitense) all’impianto ibrido di Stillwater di Enel Green Power
North America, primo al mondo a integrare capacità geotermica e solare.
Capitale umano
Il capitale umano rappresenta l’insieme delle competenze, delle conoscenze e degli aspetti relazionali
interni al Gruppo Enel Green Power.
Le nostre persone
161 mila ore
39,7 anni
+23,5%
Formazione
Età media
Donne in organico dal
2014 al 2015
Il Gruppo Enel Green Power è costantemente impegnato nello sviluppo e nella valorizzazione delle proprie
risorse umane, con l’obiettivo di sostenere il vantaggio competitivo dell’organizzazione e realizzare gli
obiettivi di business.
Al fine di orientare gli investimenti nella valorizzazione delle persone e accompagnarne in modo
strutturato la crescita, Enel Green Power intende perseguire i seguenti obiettivi:
>
attrarre, accogliere e sviluppare risorse capaci e competenti;
>
predisporre sistemi e strumenti idonei ad individuare e formare risorse pronte a cogliere le nuove
sfide del business;
>
accrescere la mobilità internazionale favorendo la condivisione delle esperienze;
>
accrescere il know-how specialistico e le capacità professionali per realizzare performance di
>
responsabilizzare i singoli sul proprio miglioramento professionale;
>
sviluppare il livello di engagement delle persone nei confronti dell’organizzazione;
>
sostenere il benessere delle persone.
Al 31 dicembre 2015 il Gruppo impiega 4.309 risorse (3.609 nel 2014), di cui 2.090 in Italia e 2.219 nelle
società estere.
Organizzazione
Nel corso del 2015 il modello organizzativo di Enel Green Power è stato aggiornato al fine di supportare lo
sviluppo globale e la gestione sostenibile del proprio core business che vede il Gruppo impegnato nella
generazione di energia elettrica da fonti rinnovabili attraverso cinque differenti tecnologie (idroelettrica,
solare, biomassa, geotermica ed eolica) con una presenza in 16 paesi.
L’implementazione di un business model globale che guarda anche al rispetto delle realtà locali consente
di disegnare e perseguire differenti strategie nelle diverse aree di business. Tale organizzazione ha quindi
richiesto la definizione di una struttura flessibile per ottimizzare l’operatività delle varie Funzioni,
bilanciarne le sinergie e rafforzare il coordinamento tra i diversi livelli di gestione.
99
qualità;
La struttura organizzativa di Enel Green Power ha mantenuto rispetto al 2014 la stessa articolazione in:
>
Aree di Business a presidio dei mercati locali, che sviluppano e mantengono i rapporti con gli
stakeholder e le istituzioni, garantendo l’equilibrio economico-finanziario e gestendo le attività
legate alla generazione di energia nelle diverse aree di competenza;
>
Funzioni di Line (Business Development, Engineering & Construction, Operation & Maintenance)
impegnate rispettivamente nello sviluppo, nella costruzione, nella messa in esercizio e nella
manutenzione degli impianti rispettando le norme in materia di sicurezza, salute, ambiente e
qualità;
>
Funzioni di Staff e Service volte a garantire la gestione dei processi centrali di governance e i
servizi di supporto al business.
In particolare, oltre alla creazione di una nuova area di business “Area Africa Subsahariana e Asia” per
garantire una omogeneità geografica e ampliare il raggio d’azione anche ai Paesi oggetto di nuovi
investimenti, nel corso dell’anno è avvenuta una riorganizzazione anche delle Funzioni di Staff External
Relations e Regulatory Affairs, prevedendo delle responsabilità direttamente in capo alle diverse
Aree/Paesi e non più a livello centrale. Questo cambiamento ha consentito una semplificazione del
modello organizzativo di primo livello e una riduzione dei livelli di gestione all’interno del Gruppo.
Secondo questo nuovo riassetto organizzativo e di attività, la precedente Funzione External Relations è
stata ridenominata “Communications” rimanendo a diretto riporto del CEO.
Sviluppo e formazione
Il sistema di gestione e sviluppo delle risorse umane del Gruppo Enel Green Power è finalizzato a
ricercare le persone giuste nei ruoli chiave dell’organizzazione e a sviluppare il talento di ognuno sulla
base delle caratteristiche professionali e motivazionali.
Il Gruppo pone una particolare attenzione all’attività di recruitment e selezione del personale, orientate a
valutare non solo le competenze tecnico-specialistiche dei candidati ma anche le loro caratteristiche
personali e il potenziale impatto del loro inserimento in un’ottica di sviluppo e di raggiungimento degli
obiettivi di performance delle diverse aree organizzative.
Nel 2015 Enel Green Power Brazil ha conseguito il riconoscimento come
una delle “150 Best Companies to Work For” da parte di Guia VOCE
S/A Brasil, oltre ad essere stata riconosciuta come “The best company to
work in Rio de Janeiro” da parte dell’istituzione Portal da Associação
Brasileira dos Profissionais de Recursos Humano e dal quotidiano Globo.
Nell’ambito del Gruppo Enel, è stata conseguita anche la certificazione
Top Employers Italia 2015 in cui si certifica che il gruppo offre alti
standard di condizioni lavorative, valorizza e sviluppa i talenti a diversi
livelli organizzativi, dimostrando leadership nella gestione e sviluppo del
capitale umano.
100
"TOP EMPLOYER"
L’attività di formazione del Gruppo è rivolta allo sviluppo e alla valorizzazione delle conoscenze e delle
competenze delle risorse umane all’interno della propria struttura organizzativa. L’investimento in
formazione si è concentrato nelle seguenti principali direttrici, in linea con i piani di sviluppo futuri:
>
“Integrazione globale”, per incrementare la capacità di pensare globalmente e agire localmente,
operando nel rispetto delle caratteristiche territoriali in coordinamento con il resto
dell’organizzazione.
Nel 2015 sono state realizzate, in particolare per la Funzione Engineering & Construction, diverse
iniziative di integrazione in ciascun Paese del Gruppo, tra cui il Workshop Internazionale della
Disciplina Civile e quello della Disciplina Elettrica, il Workshop dell’Unità Logistic and Expediting,
quello dell’Ingegneria idroelettrica e quello dedicato al personale del Contract Management.
>
“Creazione di sinergie e team building”, per rafforzare le sinergie e la capacità di lavorare in
team, sviluppando la capacità di raggiungere risultati in maniera flessibile, adattandosi alle
esigenze e alle opportunità offerte dal contesto.
Al fine di incentivare e rafforzare la collaborazione tra i dipendenti, nel corso dell’anno sono stati
organizzati progetti di team building che hanno coinvolto il personale delle Funzioni Regolatorio,
Amministrazione Finanza e Controllo (area Europa), Operation&Management idro, solare ed eolico
dedicato (Italia).
Inoltre, al fine di permettere la diffusione delle conoscenze e lo scambio di buone pratiche tra i
diversi Paesi sono state realizzate alcune iniziative specifiche come il Workshop dell’Unità di
Business Development Hydro Coordination, la formazione per i “Tutor”, figure professionali
dedicate all’inserimento del personale neo assunto, l’evento dedicato all’Operation & Maintenance
Centrale “Ricominciamo dal conoscerci meglio” e l’Induction dedicata agli HR Business Partner di
Engineering & Construction.
Nel 2015 è stato implementato il “Project Team Mutual Feedback”, progetto indirizzato a
personale coinvolto nei Project Team dedicati all’esecuzione degli impianti con l’obiettivo di
implementare un processo di comunicazione trasparente dei feedback tra i membri dei team, per
stimolare una comunicazione e collaborazione reciproca e continua.
>
“Formazione specialistica”, per accrescere le conoscenze e le competenze in tema di cultura della
presenti nel Gruppo.
In tale ambito, nel 2015 sono state organizzate alcune iniziative di formazione tecnica su
tematiche di sicurezza dedicate ai top manager, per aumentare la conoscenza, le competenze e il
committment sulla cultura della sicurezza sul lavoro.
Inoltre, al fine di trasmettere competenze di Project Management ai team impegnati
nell’esecuzione dei progetti di impianti rinnovabili, è proseguita l’iniziativa “Project Execution
Culture” al personale non ancora coinvolto.
Attività di sviluppo delle competenze e attrazione dei talenti
Il successo del Gruppo dipende dalla valorizzazione e dal riconoscimento del capitale umano, sostenendo,
orientando e promuovendo la crescita delle persone in coerenza con gli obiettivi di business.
La strategia di sviluppo delle risorse ha come principali obiettivi quelli di:
>
garantire elevati standard di qualità delle performance;
101
salute e della sicurezza sul lavoro e per favorire la capacità di integrazione tra le diverse culture
>
sviluppare una leadership efficace per sostenere nel tempo gli obiettivi strategici del Gruppo;
>
sviluppare il talento per valorizzare le migliori risorse e favorire la continuità del management nei
ruoli chiave dell’organizzazione;
>
considerare il know how e le competenze come un asset del Gruppo da sviluppare e
patrimonializzare;
>
implementare un modello di performance management in grado di stimolare il raggiungimento di
risultati eccellenti e riconoscere i migliori contributi espressi dalle persone;
>
sostenere il benessere delle persone.
Nel corso dell’anno sono state realizzate diverse iniziative sia a livello globale che locale per favorire lo
sviluppo delle risorse attraverso percorsi di crescita e ampliamento delle competenze.
In particolare, è stato implementato e messo a punto il Global Professional System, ovvero il catalogo
delle competenze tecniche richieste da ciascuna area/famiglia professionale. Il sistema prevede diversi
gradi di competenza in funzione del livello organizzativo e consente di raccogliere, nel tempo ed in modo
strutturato informazioni sulle competenze tecniche al fine di orientare i percorsi di carriera e di sviluppo.
Nel corso del 2015 è stato completato il succession plan di Enel Green Power, attraverso l’identificazione
di successori ready e in pipeline per le Top 200 posizioni del Gruppo. Per ciascun successore in pipeline è
stato poi definito da parte della Funzione Human Resources and Organization un piano di sviluppo
individuale, con l’obiettivo di favorire il percorso di crescita professionale e il rafforzamento delle
competenze delle persone identificate come High Potential.
Nell’ambito del perimetro Europa è stato lanciato a fine 2015 il progetto “Enel Green Power Development
& Mobility in Europe”. L’obiettivo dell’iniziativa è lo sviluppo individuale delle risorse nel particolare
contesto socio-economico dei Paesi dell’Europa attraverso 3 diversi programmi di mobilità, per dare
risposta ad aspirazioni volontarie delle persone (voluntary exchange), garantire lo sviluppo e crescita
delle nostre key people (high potential development) e stimolare il cambiamento (“Compulsory”
horizontal change of job positions).
Una nuova iniziativa globale di Enel Green Power è stata “Hall of Energies”, programma volto a favorire la
cultura del riconoscimento e della meritocrazia all’interno del Gruppo, attraverso la premiazione di
comportamenti e contributi individuali e di team, proposti e votati da parte di altri colleghi. Il programma
ha visto un’ampia partecipazione da parte di colleghi in tutti i Paesi ed è stato un importante stimolo per
la motivazione, il coinvolgimento e il senso di appartenenza delle persone, oltre a favorire la conoscenza
comportamentali dell’organizzazione.
Per quanto riguarda i neo assunti nel 2015 è stato strutturato un programma di “Induction” per garantire
un modus operandi comune e trasversale ai vari perimetri aziendali. Tra i principali temi trattati: la
cittadinanza d’impresa, la struttura organizzativa, il rapporto di lavoro, gli obiettivi e le competenze
chiave del proprio lavoro.
Inoltre, per i team di tutti i Paesi dedicati all’esecuzione degli impianti è stato realizzato il “Project Team
Mutual Feedback” al fine di implementare un processo di comunicazione trasparente dei feedback tra i
vari membri del team.
Relazioni industriali
Nel rispetto delle convenzioni internazionali, delle legislazioni nazionali e degli accordi bilaterali sottoscritti
a livello di Gruppo Enel (come il Global Framework Agreement siglato nel 2013), Enel Green Power
riconosce il diritto dei propri dipendenti a costituire o prendere parte a organizzazioni sindacali per la
tutela dei propri interessi, e di essere rappresentati da organismi sindacali o da altre forme di
rappresentanza. Il Gruppo riconosce altresì il diritto di negoziazione per la stipula di un contratto
102
delle persone e a rafforzare, attraverso esempi concreti, la conoscenza dei principi e dei modelli
collettivo, secondo quanto previsto dalla legislazione applicabile nei Paesi in cui opera. In caso di decisioni
aziendali con impatti sul personale quali modifiche organizzative, scorpori, acquisizioni o cessioni di asset,
il Gruppo provvede a informare per tempo le organizzazioni sindacali al fine di gestire con il necessario
anticipo i possibili effetti del cambiamento sui rapporti di lavoro.
Per quanto riguarda i dipendenti coperti dalla contrattazione collettiva, nel Gruppo Enel Green Power si
registra una media di copertura pari a circa il 62%.
_
Il Modello di Relazioni Industriali del Gruppo Enel valorizza e sostiene la bilateralità quale metodo
relazionale attraverso cui le Parti perseguono la realizzazione degli obiettivi, operando congiuntamente
nell’ambito di specifici organismi “paritetici” in cui si sviluppa il dialogo nel quadro di regole condivise e
definite.
Il nuovo modello di partecipazione e di bilateralità Enel è articolato su un insieme di Comitati con
competenza di carattere trasversale per tutte le realtà del Gruppo operanti in Italia.
I comitati bilaterali del Gruppo Enel, di seguito riportati, sono costituiti da un numero variabile di membri ripartiti
in egual misura tra componenti di nomina aziendale e sindacale:
Comitato Scenari Economici e Mercato dell’Energia
Comitato sulla Formazione e l’Impiegabilità
Comitato Bilaterale sulle Politiche di Sicurezza e tutela dell’Ambiente di lavoro
Comitato Corporate Social Responsibility (CSR)
Comitato per il Welfare aziendale
Comitato Nazionale per le Pari Opportunità
Comitato Nazionale per la Classificazione e la Conciliazione
Comitati regionali/territoriali, quali possibili articolazioni dei Comitati nazionali indicati o quali strutture autonome
per affrontare specifiche problematiche locali.
Il Comitato Scenari Economici e Mercato dell'Energia si riunisce in via ordinaria due volte l'anno, gli altri Comitati
si riuniscono di norma ogni tre mesi.
103
"Comitati bilaterali"
Diversità e pari opportunità
In tema di lotta alle discriminazioni e rispetto dei diritti umani, in linea con quanto disposto dalle
principali Convenzioni dell’Organizzazione Internazionale del Lavoro, Enel Green Power esclude qualsiasi
forma di discriminazione politica, religiosa, razziale, di etnia, di lingua, di sesso, di età, di orientamento
sessuale, così come ogni discriminazione sociale o basata sulle convinzioni personali o sull’appartenenza
sindacale.
Il Gruppo, inoltre, si impegna a non impiegare persone di età inferiore a quella stabilita per l’avviamento
al lavoro dalle normative del luogo in cui la prestazione lavorativa è eseguita e a non istaurare o
mantenere rapporti con fornitori che impieghino lavoro minorile o che siano stati oggetto di censura da
parte di organismi internazionali.
Enel Green Power ha partecipato nel 2015 al progetto globale “Diversity Program” lanciato dal Gruppo
Enel, volto a sviluppare politiche e iniziative in tema di diversity e pari opportunità. Al fine di esplorare
questo tema e misurare come e quanto la diversità è percepita all'interno dell’organizzazione, è stata
avviata una prima fase di raccolta di feedback da parte dei colleghi di tutto il mondo attraverso una
survey online e l’organizzazione di specifici focus group ed interviste al management.
In parallelo, sono stati identificati ed analizzati alcuni indicatori ed obiettivi sul tema della diversity e
dell’inclusione. I risultati della fase di raccolta dei feedback hanno confermato che il tema della gestione
della diversità e dell’inclusione ricopre un ruolo fondamentale per il Gruppo. Per rispondere a tale
esigenza è stata quindi elaborata e pubblicata la Policy globale sulla Diversity e Inclusione.
"Policy globale sulla Diversity e Inclusione"
La Policy è stata definita a seguito di un progetto che ha visto l'analisi dei principali indicatori
di diversità e dei relativi obiettivi ed in un secondo momento ha previsto il coinvolgimento di
circa 17.000 risorse del Gruppo Enel al fine di comprendere come i temi della diversità e
dell'inclusione sono percepiti. La Policy si concentra sui seguenti 4 principi generali all'interno
Non
discriminazione
Inclusione
Uguali opportunità ed
uguale dignità
Work-life balance
L’attenzione alle nostre persone
Il Gruppo Enel Green Power, in linea con la Policy globale sulla Diversity e Inclusione, pone una grande
attenzione al benessere e alla qualità della vita delle sue risorse nella prospettiva di contribuire al
miglioramento del “bilanciamento vita-lavoro” di ognuno.
L’obiettivo di “People Care” è di promuovere il benessere delle persone con soluzioni concrete a supporto
delle necessità reali e quotidiane dei dipendenti e sviluppare una cultura aziendale fondata su valori di
condivisione e reciproco sostegno tra le persone.
104
dei quali sono state individuate le iniziative da implementare al fine di assicurare il
Le iniziative organizzate nell’ambito di People Care hanno l’obiettivo di:
>
favorire il benessere e l’equilibrio tra vita professionale e vita privata;
>
assicurare la condivisione delle Best Practice, per sviluppare un benessere sostenibile sul posto di
lavoro;
>
definire Linee Guida e Politiche di Gruppo nell’ambito dell’attenzione per le persone,
monitorandone l’osservanza e l’implementazione.
Tra le iniziative di “work-life balance” rivolte alle neo-mamme, Enel Green Power
continua a sostenere i progetti Parental Program e Mamme in Equilibrio.
Parental Program
“Parental Program” è un progetto, nell’ambito delle iniziative di work-life balance e benessere
organizzativo, che intende accompagnare le lavoratrici durante il periodo di maternità per gestire
al meglio il periodo che va dalla comunicazione della maternità al reinserimento in azienda, in una
prospettiva di condivisione e attenzione alla nuova dimensione familiare.
Mamme in equilibrio
“Mamme in equilibrio” è un corso di tipo esperienziale rivolto alle neo mamme che, partendo
dall’esperienza della maternità, intende facilitare una riflessione sulle proprie esperienze in
relazione al reinserimento in azienda.
Inoltre, Enel Green Power, in linea con quanto previsto dal Gruppo Enel, garantisce alle sue risorse
assistenza sanitaria.
Il Fondo Integrativo Sanitario per i Dipendenti del Gruppo Enel (FISDE), costituito senza fini di lucro, ha
lo scopo di erogare ai soci rimborsi per prestazioni sanitarie fruite presso strutture sanitarie pubbliche o
private, nonché di realizzare iniziative in materia di medicina preventiva ed interventi finalizzati
all’assistenza dei soggetti portatori di handicap o con problemi connessi alle “nuove emergenze sociali”
(ad es. tossicodipendenza, alcolismo, disadattamento).
>
erogazione, in forma diretta e in forma indiretta, di rimborsi per prestazioni sanitarie;
>
interventi finalizzati all’assistenza dei soggetti portatori di disabilità o in situazione di emergenza
sociale;
>
iniziative in materia di medicina preventiva.
105
Le aree di intervento del Fondo a favore dei soci sono tre:
Capitale naturale
Il capitale naturale rappresenta l’insieme delle risorse ambientali (rinnovabili e non rinnovabili) che
permettono lo svolgimento delle attività del Gruppo e descrive gli strumenti per la gestione degli impatti
ambientali lungo la catena del valore.
22,4 milioni t
79%
38,9 mila mc
Rifiuti recuperati
Prelievi idrici nel
processo produttivo
Il Gruppo Enel Green Power nel perseguimento dei suoi obiettivi strategici definisce politiche e iniziative
per contribuire alla conservazione dell’ambiente naturale e per mitigare gli impatti delle sue attività.
I principali impatti ambientali
Gli impatti ambientali più significativi delle attività di Enel Green Power variano a seconda della tipologia
di impianto e della tecnologia utilizzata:
>
gli impianti eolici modificano il paesaggio, determinando un impatto visivo, e potrebbero
interferire con le traiettorie di volo dell’avifauna;
>
gli impianti idroelettrici, che convogliano acqua da fiumi o laghi a volte anche a chilometri di
distanza, provocano variazioni nella portata dell’alveo che possono influenzare la vita della fauna
ittica;
>
gli impianti geotermici, oltre a modificare il paesaggio, hanno come principali impatti ambientali le
emissioni atmosferiche e le emissioni odorifere;
>
gli impianti solari, che comportano l’utilizzo di pannelli fotovoltaici, non hanno rischi o impatti
significativi sulla salute. Gli aspetti che potrebbero avere degli impatti sull’ambiente riguardano
l’impatto paesaggistico, l’utilizzo di terreno che potrebbe essere destinato ad altri usi (es. utilizzo
agricolo) e le attività relative allo smaltimento dei pannelli fotovoltaici;
>
gli impianti a biomassa, hanno impatti ambientali significativi legati alle emissioni e alla catena di
approvvigionamento.
impiegata), come i consumi energetici, la produzione di rifiuti, i consumi idrici e l’inquinamento acustico
derivante dai macchinari di generazione presenti all’interno delle centrali. Al fine di mitigare e
minimizzare i suoi impatti il Gruppo definisce strategie di prevenzione e di mitigazione sia a livello globale
che a livello locale.
106
A tali impatti specifici si aggiungono alcuni impatti trasversali (che prescindono dalla tecnologia
"Alcune iniziative di mitigazione degli impatti ambientali"
Negli impianti geotermici sono oggetto di misure specifiche anche le emissioni di idrogeno
solforato (H2S), per l’elevata sensibilità olfattiva che l’uomo manifesta nei suoi confronti anche a
livelli di non tossicità, e il mercurio (Hg), per la sua elevata mobilità. In questo campo Enel Green
Power ha brevettato un sistema di abbattimento denominato AMIS (Abbattimento Mercurio e
Idrogeno Solforato), installati a partire dal 2003. Nel 2015 è stata completata l’installazione per
tutti i 35 impianti geotermici.
Enel Green Power ha avviato in Italia, infine, un progetto che prevede l’applicazione agli impianti
di un sistema di trattamento dei fanghi di perforazione “Closed Loop” che, tramite centrifugazione
dei fanghi, consente il recupero delle acque nel processo, con importanti benefici anche in termini
di risparmio delle materie prime, di riduzione dei rifiuti e delle emissioni connesse al trasporto
degli stessi (si stimano circa 80 tonnellate di CO2 equivalenti di emissioni evitate).
L’attenzione all’ambiente lungo la catena del valore
La valutazione degli impatti ambientali e della loro significatività, nonché la definizione delle misure di
prevenzione/mitigazione da applicare, è sviluppata per ogni Direzione locale e – in coerenza con la
politica aziendale di salute, sicurezza e ambiente – si basa su interventi distintivi in tutte le fasi del
processo di sviluppo, costruzione e gestione degli impianti.
L’attenzione all’ambiente si esplicita in tutti i principali processi che caratterizzano il business di Enel
Green Power, dallo sviluppo al processo di disegno e costruzione di un impianto, sino alla gestione e
manutenzione dello stesso.
Business Development
Nella fase di sviluppo dei nuovi progetti infrastrutturali, i possibili effetti del futuro impianto sull’ambiente
sono analizzati attraverso le Valutazioni di Impatto Ambientale, richieste nell’ambito dei processi
autorizzativi ed effettuate in coerenza con le normative vigenti nei diversi Paesi. Tali indagini consentono
di individuare e attivare misure di mitigazione fin dalla fase di progettazione e/o di valutare per tempo e
Nel 2015 è terminata la definizione del progetto inter-funzionale “Design to Environment & Environmental
Plan for Construction” mirato a garantire l’applicazione delle misure di salvaguardia ambientale nelle fasi
di sviluppo e di permitting dei progetti. Il progetto prevede la predisposizione di template di sintesi che
raccolgono in modo sistematico tutte le prescrizioni ambientali derivanti dalle autorizzazioni ricevute,
dagli accordi bilaterali eventualmente sottoscritti, da norme di legge o da policy aziendali, allo scopo di
fornire ai progettisti e ai costruttori uno strumento codificato ed esaustivo di tutte le prescrizioni di
conformità ambientale in fase di costruzione. La raccolta strutturata di queste informazioni è stata
applicata a sei progetti pilota di diversa tecnologia. Nel corso dell’anno il progetto “Design to
Environment” è quindi confluito nel processo di “Design to Safety” per agire secondo un approccio
integrato nelle fasi di disegno delle caratteristiche strutturali del cantiere e dell’impianto e per favorire la
condivisione di “lesson learned ambientali” e best practice.
Engineering & Construction
Nella fase di costruzione, che rappresenta l’attività con il maggiore impatto per il settore, Enel Green
Power, anche con la collaborazione dei partner e dei fornitori, si pone l’obiettivo di individuare interventi
107
in collaborazione con le autorità locali eventuali misure di compensazione.
ed iniziative per minimizzare e mitigare gli impatti del cantiere. A questo scopo viene definito di volta in
volta ed implementato per ogni progetto un Piano di Prevenzione e Mitigazione degli Impatti Ambientali
(Environmental Plan for Construction) che definisce misure a salvaguardia dell’ambiente su aspetti come
le emissioni atmosferiche, la gestione dei rifiuti, la gestione degli scarichi idrici e l’inquinamento acustico.
I Piani definiscono inoltre criteri di gestione delle diverse tematiche ambientali applicabili anche ai diversi
appaltatori che lavorano nei cantieri del Gruppo. L’obiettivo dei Piani è stabilire meccanismi di
monitoraggio e controllo delle performance ambientali all’interno dei cantieri anche al fine di definire, con
la collaborazione dei partner, programmi di miglioramento, azioni di formazione e sensibilizzazione e
meccanismi di coordinamento sempre più efficaci.
Operation & Maintenance
L’attenzione alla gestione degli impatti ambientali resta elevata anche durante l’esercizio degli impianti,
attraverso il Sistema di Gestione Ambientale in essere in tutti i siti del Gruppo. In questo ambito,
vengono definiti programmi di miglioramento in cui si identificano specifici interventi per la gestione e la
mitigazione di tutti gli impatti significativi, dal contenimento e abbattimento delle emissioni in atmosfera
alla gestione dei rifiuti, dalla tutela delle risorse idriche alla gestione delle emergenze ambientali.
Uno strumento per identificare le opportunità di miglioramento in materia ambientale e gli ambiti di
azione prioritari è la metodologia MAPEC (Mapping of Environmental Compliance), che consente di
mappare le principali aree di sviluppo della governance ambientale, applicata dal 2013 a tutto il perimetro
di Enel Green Power. Tale metodologia consente di identificare, analizzare e mappare i potenziali rischi
associati alla governance delle tematiche ambientali rispetto alla strategia, alla reputazione, alle risorse
economiche del Gruppo e all’ambiente stesso attraverso:
>
la valutazione del rischio inerente, ossia della probabilità di accadimento di un evento critico e del
suo relativo impatto, nell’ipotesi di assenza delle attività di controllo atte a mitigare il rischio
stesso;
>
la valutazione del livello di controllo, inteso come misura dell’efficacia delle attività di gestione e
>
il calcolo del rischio residuo, individuato applicando al rischio inerente una riduzione data dal
controllo implementate specificamente per gestire o mitigare il rischio nel presente;
livello di controllo e quindi da considerarsi come proxy dell’esposizione al rischio.
Si valutano così situazioni critiche e opportunità di miglioramento in linea con le strategie aziendali.
La tutela della biodiversità è un obiettivo strategico della politica ambientale di Enel Green Power ed è
parte integrante del Sistema di Gestione Ambientale (SGA).
Tale obiettivo si inquadra nella più ampia strategia del Gruppo Enel e nella Politica di Biodiversità di
Gruppo che stabilisce i seguenti impegni:
>
pianificare le attività che possono interferire con le specie e gli habitat naturali rispettando il
principio della mitigation hierarchy;
>
nel caso di impatti residuali, attuare opere compensative rispettando il principio di “nessuna
perdita netta” di biodiversità (no net loss) e, ove applicabile, con un bilancio netto positivo;
>
per ogni nuovo impianto condurre Studi di Impatto Ambientale, prevedendo di adottare le migliori
soluzioni per contenere gli effetti sulla biodiversità;
>
monitorare l’efficacia delle misure adottate al fine di proteggere e conservare la biodiversità.
108
Attenzione alla biodiversità
"Impianto idroelettrico di El Canadá"
L'impianto idroelettrico di El Canadá, in Guatemala, dalla sua entrata in esercizio, ha fatto registrare
un problema di accumulo di materiale galleggiante (plastica, residui organici, polistirolo, tessuti,
pietre porose, scarpe, ecc.) allo sbarramento della diga. Tali rifiuti erano prodotti da attività
antropiche a monte del fiume Samalà.
Enel Green Power Guatemala, al fine di ridurre tale problematica, ha implementato un sistema di
separazione, trasporto automatico e ritiro/riciclaggio/recupero del materiale galleggiante che ha
permesso di:
>
migliorare la qualità dell'acqua, eliminando materiale galleggiante con potenziali tracce di altri
componenti inquinanti (prodotti chimici, oli, etc.)
>
rimuovere quasi 42 tonnellate di materiale galleggiante in 10 mesi, di cui quasi il 24% (rifiuti
organici) è stato restituito al fiume, il 49% è stato inviato in co-processing, l'1% è stato
smaltito come rifiuto pericoloso ed il restante 26% (materie plastiche) è stato riciclato
>
riciclare 10,9 tonnellate di plastica (circa 363m3)
>
rimuovere 20,6 tonnellate di rifiuti da utilizzare per co-elaborazione (riciclaggio termico)
>
creare occupazione per la comunità
>
ridurre l'impatto visivo causato dalla presenza di detriti galleggianti a valle dalla diga
>
migliorare i rapporti con le comunità e le autorità locali
>
Conservazione degli habitat delle specie protette
>
Ripopolamento/trasferimento di specie animali
>
Reintroduzione nel loro habitat di specie in via di estinzione
>
Installazione di scale di risalita pesci (hydro)
>
Ripristino degli habitat (es. infrastrutture verdi, corridoio ecologico, ecc)
>
Monitoraggio avifauna/collisioni pipistrelli (wind)
>
Biomonitoraggio (terrestre, marino, fluviale)
>
Monitoraggio del rumore
>
Mitigazione dell’impatto visivo degli impianti
>
Monitoraggio dei danni sulla vegetazione a causa delle emissioni
>
Ricerca (sviluppo, metodologia, indicatori, piani di conservazione, nuove tecniche, ecc)
Gli interventi sono pianificati assegnando una priorità a quelli riguardanti gli ecosistemi delle aree protette
situate in prossimità degli impianti e quelli relativi alla conservazione delle specie ricadenti nella “Red
List” dell’International Union for Conservation of Nature and Natural Resources (IUCN).
Nelle aree in cui opera Enel Green Power, sono presenti 160 aree protette (National Natural Park,
Protected landscape, Natural Reserve, Nature 2000, ovvero SCIs, SACs e SPAs, High Biodiversity Value
Area, World Heritage/Biosphere Reserve). La maggior parte di queste aree riguarda ecosistemi terrestri
che si trovano adiacenti/all’interno dei nostri siti.
109
Le principali iniziative volte a salvaguardare la biodiversità e le specie a rischio estinzione riguardano:
"La lince Pardina"
Il 2015 ha visto la firma di un accordo per la tutela della biodiversità tra Enel Green Power
España, il Consiglio regionale per l’Ambiente e la Tutela del Territorio della giunta andalusa e
Microsensory, volto alla salvaguardia di una specie tutelata dall’Unione Europea, la lince pardina
(classificata come specie in pericolo dalla IUCN).
L’iniziativa mira, infatti, a sviluppare un sistema di localizzazione via radio per mezzo di droni,
sostituendo l’attuale metodo che prevede l’utilizzo di segnalatori radio inclusi nei collari degli
animali.
L’accordo, della durata di un anno, è finalizzato a ottenere un miglioramento del follow-up delle
linci pardine grazie a segnalatori radio inseriti nel contesto naturale.
Efficienza energetica
I consumi energetici rappresentano uno dei maggiori impatti delle attività del Gruppo (a prescindere dalla
tecnologia utilizzata). La strategia di riduzione dei consumi di energia e dei relativi impatti ha l’obiettivo di
aumentare l’efficienza delle attività attraverso interventi di modernizzazione degli impianti, progetti di
ottimizzazione delle opere di manutenzione e azioni di efficientamento dei processi.
Enel Green Power promuove iniziative di risparmio energetico nella gestione degli edifici ed iniziative
specifiche rivolte ai propri dipendenti.
Tra le iniziative rivolte ai dipendenti si segnala la policy di travel management adottata dal Gruppo volta a
ridurre gli spostamenti attraverso un maggior utilizzo delle tecnologie di teleconferenza e di telelavoro.
Per quanto riguarda le iniziative rivolte ad efficientare i consumi energetici degli edifici si segnala che Enel
Green Power ha effettuato nel 2015 la “diagnosi energetica” di tutti i suoi impianti sul territorio italiano,
in linea con le Direttive Europee e la normativa italiana in materia di efficienza energetica.
La diagnosi è lo strumento più qualificato per analizzare il quadro della gestione energetica di un’attività
(industriale, servizi, primario e terziario). In sintesi, essa mette in evidenza il livello di efficienza della
gestione, partendo dall’analisi dei flussi energetici significativi per individuare le fasi del processo e le
attrezzature industriali più energivore definendo al contempo i possibili recuperi e le opportunità di
applicare tecnologie “energy-saving” volte alla riduzione dei consumi.
stabilire i confini di applicazione e le modalità di effettuazione della diagnosi (o audit).
Monitoraggio dei contenziosi e delle criticità ambientali
Svolgendo attività che presuppongono una stretta interrelazione con l’ambiente naturale, il Gruppo Enel
Green Power, pur prestando sempre la massima attenzione nel tutelare l’ecosistema e la salute delle
comunità locali, è stato coinvolto in alcuni contenziosi di natura ambientale.
Tali contenziosi hanno principalmente come oggetto la qualità dell’aria e la tutela della biodiversità e del
paesaggio in alcune aree circostanti a quelle in cui sorgono gli impianti.
Oltre al contenzioso ambientale, Enel Green Power monitora le cosiddette “criticità ambientali”, ossia gli
episodi di controversia e reclamo che soggetti come privati cittadini, comitati, organizzazioni
ambientaliste, amministratori locali possono sollevare nei confronti della costruzione, esercizio e gestione
degli impianti. In questa categoria sono compresi, in ordine di severità, provvedimenti amministrativi,
diffide, proteste scritte (dirette o a mezzo stampa) e campagne mediatiche.
110
Enel Green Power, nell’ambito del suo Sistema di Gestione Ambientale ha definito una Linea Guida per
IL NOSTRO IMPEGNO PER CONTRASTARE GLI IMPATTI DELLE NOSTRE
ATTIVITA' SUI CAMBIAMENTI CLIMATICI
ll Gruppo Enel Green Power in linea con l’impegno preso nell’ambito dei Sustainable
Development Goals dell’ONU, intende adottare iniziative per contribuire a combattere il
cambiamento climatico ed i suoi effetti.
In tale ambito si inquadra l’impegno assunto da Enel Green Power Nord America che ha
sottoscritto l’ABAC (American Business Act on Climate Pledge). Si tratta di un impegno,
chiesto dalla Casa Bianca al settore privato, per la messa in campo di azioni di contrasto al
riscaldamento globale.
La sottoscrizione all’ABAC, impone alle aziende di ridurre le emissioni di CO2 nell’atmosfera e
di aumentare gli investimenti sulle energie a basso uso di carbone incrementando la quota di
energie rinnovabili. Tale accordo vede la partecipazione di 154 aziende in 50 Stati degli USA
che occupano oltre 11 milioni di persone con un fatturato totale annuo di oltre $ 4 trilioni e
con una capitalizzazione di mercato complessivo di oltre $ 7.000 miliardi.
Capitale sociale - relazionale
Il capitale sociale – relazionale rappresenta l’insieme delle relazioni che il Gruppo intrattiene con le
comunità locali in cui opera, nonché la capacità di condividere informazioni al fine di creare valore
4,1 milioni €
205 mila
168
Investimento in progetti
di sostenibilità
Progetti di Sostenibilità
Attraverso l’ascolto e l’analisi delle esigenze dei territori in cui opera, Enel Green Power si pone l’obiettivo
di massimizzare il valore condiviso, cercando di intervenire per rispondere ai bisogni locali, anticipando
così le necessità future e prevenendo eventuali conflitti.
Attività di stakeholder engagement
La capacità di instaurare relazioni solide e durature con le comunità locali nei Paesi in cui opera assume
un ruolo fondamentale per Enel Green Power.
Le attività di stakeholder engagement adottate da Enel Green Power si basano sui principi di:
coinvolgimento immediato, inclusione, trasparenza, incidenza (intesa come capacità di considerare
alternative tecniche dei progetti indotte da esigenze del territorio), pari opportunità, valore condiviso,
relazioni di lungo termine, gestione tempestiva dei reclami, collaborazione.
Enel Green Power adotta diversi strumenti di coinvolgimento basati sul Modello di Creating Shared Value,
a seconda delle caratteristiche dei singoli Paesi e della fase di sviluppo dei progetti.
111
condiviso.
Principali stakeholder di Enel Green Power
Dipendenti
Investitori
Istituzioni
Comunità
locale e
società civile
Fornitori
"Evoluzione del Modello di Creating Shared Value"
Nel corso del 2015 il Modello di Creating Shared Value è stato aggiornato
anche grazie ad un gruppo di lavoro a cui ha partecipato l'IFC (International
Finance Corporation) della Banca Mondiale. Il Modello ha previsto la creazione
di un tool per l'identificazione e la valutazione dei rischi e degli impatti dei
Nella tabella sottostante sono riportati i principali strumenti di stakeholder engagement adottati dalle
società del Gruppo Enel Green Power, sulla base dell’area geografica e della fase di implementazione di
progetto lungo ciascuna Funzione di Line.
112
progetti di CSV.
stakeholder
engagement
Europa e Nord
Area geografica
Africa
Nord
America
America Latina
Africa SubSahariana e
Funzioni di Line
Business Development
• Identificazione e
valutazione delle
tematiche socioeconomiche e dei
bisogni locali nelle aree
in cui si prevede di
costruire gli impianti
attraverso indagini per
identificare i bisogni
• Prioritizzazione dei
bisogni sulla base della
loro rilevanza
• Individuazione di
risposte adeguate per
ciascuna tematica
• Identificazione di
strumenti di supporto
specifici
• Attività di
identificazione,
coinvolgimento e
consultazione degli
stakeholder
• Creazione di un
Community
Development Fund
(CDF)
Attività svolte nella fase
di analisi di prefattibilità
dei progetti:
• analisi socio economica
ambientale
• valutazione preliminare
degli impatti sociali e
ambientali del
progetto, secondo
parametri socioeconomici e socioambientali
• socializzazione del
progetto, attraverso
attività di dialogo e
interazione con il
territorio (incontri in
cui viene condiviso il
progetto e lo studio
degli impatti, e
realizzazione congiunta
del relativo piano di
sostenibilità)
• Identificazione degli
stakeholder impattati
Engineering &
Construction
• Incontri con le
comunità locali
•
Coinvolgimento delle
PMI locali nella catena
di fornitura
• Incontri con le
comunità locali
•
•
•
•
•
PMI locali, esistenti
nella catena di
fornitura; o
generazione di nuove
imprese in funzione
delle esigenze del
progetto
Istituzione di
meccanismi di
segnalazione e
gestione dei reclami
Attività di formazione
e trasferimento delle
competenze alle
comunità locali (es.
per l’utilizzo e la
manutenzione dei
pannelli fotovoltaici)
PMI locali
Ecological footprint
dei cantieri
• Incontri con i Project
Steering Committe ed i
Operation & Maintenance
• Mappatura degli impianti
Enel Green Power
strategici (aspetti
economici, ambientali,
sociali)
• Identificazione delle
principali categorie di
stakeholder per ciascun
sito (qualità delle
relazioni, tipologia di
interessi, grado di
influenza, atteggiamenti)
• Pianificazione dei
progetti considerando i
bisogni degli stakeholder
e gli obiettivi di business
(valutazione degli
stakeholder coinvolti,
benefici delle attività,
benefici per le comunità
locali, numero di soggetti
beneficiari)
• Realizzazione dei
progetti di CSV e attività
di monitoraggio
• Incontri con le comunità
locali
• Impiego di PMI locali
nuove o esistenti (ad es.
per l’utilizzo e la
manutenzione dei
pannelli fotovoltaici)
• Metodi e tecnologie per
la conservazione delle
risorse naturali
strategiche (ad es. acqua
nella pulizia dei moduli
fotovoltaici)
• Incontri con i Project
113
Principali attività di
Asia (Sud
Africa)
•
•
•
•
dai progetti e
presentazione del
documento ai principali
rappresentati delle
comunità locali
Condivisione dei
progetti con le
comunità locali in fase
di analisi di fattibilità;
Incontri ed interviste
con i rappresentanti
delle categorie di
stakeholder più
rilevanti
Incontri con i Project
Community Liason
Officer
Meccanismi di
segnalazione delle
lamentele
Community Liason
Officer
• Meccanismi di
segnalazione delle
lamentele
Community Liason
Officer
• Meccanismi di
segnalazione delle
lamentele
I progetti per la creazione di valore condiviso
Lo sviluppo del capitale sociale-relazione del Gruppo passa necessariamente attraverso la realizzazione di
progetti sul territorio che siano in grado di creare valore condiviso con gli stakeholder di riferimento.
Sono quattro le linee strategiche seguite nella definizione di tali progetti:
>
promuovere l’accesso all’energia;
>
promuovere lo sviluppo socio-economico delle comunità;
>
efficienza operativa attraverso la sostenibilità;
>
supportare le comunità.
114
Ognuna di queste linee strategiche ha obiettivi specifici dedicati ai diversi stakeholder.
abbattere le barriere
economiche che
ostacolano l'accesso
all'energia
promuovere
l'occupazione
promuovere lo sviluppo
di competenze tecniche e
di capacità produttiva
sviluppare le
infrastrutture
promuovere l'accessibilità
tecnologica e
infrastrutturale
trasferire le competenze
e sviluppare le capacità
delle popolazioni locali
potenziare l'efficienza
energetica
sostenere le attività
imprenditoriali nella
comunità
promuovere la cultura
dell'energia
promuovere le relazioni
all'interno comunità
EFFICIENZA
OPERATIVA
ATTRAVERSO LA
SOSTENIBILITA'
utilizzare acqua ed
energia in modo
responsabile
SUPPORTO ALLE
COMUNITA' LOCALI
promuovere l'educazione
supportare le famiglie
sfruttare l'information
technology in modo
efficiente
sostenere iniziative ed
eventi locali
mitigare gli impatti
ambientali
promuovere il senso di
appartenenza in azienda
promuovere la
cultura,della diversità, lo
sport, la salute e la
sicurezza
proteggere l'ambiente e
la biodiversità
115
ACCESSO
ALL'ENERGIA
SVILUPPO SOCIOECONOMICO DELLE
COMUNITA'
Enel Green Power per i Sustainable Development Goals
In occasione del Summit delle Nazioni Unite 2015 sullo Sviluppo Sostenibile, Enel Green Power come
parte del Gruppo Enel si è impegnata a contribuire al raggiungimento di quattro Obiettivi di Sviluppo
Sostenibile delle Nazioni Unite (Sustainable Development Goals – SDGs). In particolare, il Gruppo
contribuirà a:
>
assicurare l’accesso a un’energia economica, sostenibile e moderna (settimo Obiettivo);
>
adottare azioni urgenti per combattere il cambiamento climatico e i suoi effetti (tredicesimo
Obiettivo);
>
garantire un’educazione di qualità, inclusiva ed equa (quarto Obiettivo);
>
promuovere l’occupazione e una crescita economica inclusiva, sostenibile e duratura (ottavo
116
Obiettivo)
Le iniziative di Enel Green Power per l’accesso all’energia
In linea con l'impegno preso sugli obiettivi di sviluppo sostenibile delle Nazioni Unite, Enel Green Power
ha avviato diversi progetti per assicurare l’accessibilità all’uso dell’energia elettrica. Tali iniziative sono
progettate in modo differenziato a seconda dei reali bisogni delle comunità di riferimento, in particolare
popolazioni che risiedono in Paesi senza accesso o con scarso accesso all’energia, come Africa e America
Latina. Di seguito ne vengono descritti alcuni esempi.
Powering Education
Il progetto Powering Education ha l’obiettivo di verificare l’impatto dell’accesso a fonti di energia pulita sul
rendimento scolastico e sul bilancio familiare. Lanciato nel settembre 2013, in cooperazione con la Global
Shapers Community del World Economic Forum ed in
Foundation e l’impresa sociale Givewatts, il progetto ha
mostrato, attraverso uno studio rigoroso, che la diffusione
di lampade solari è in grado di migliorare il rendimento
Oltre 1.100 lampade solari in 70
villaggi rurali sono state distribuite
sino
ad
oggi,
fornendo
accesso
all’elettricità in modo sostenibile e sicuro
per più di 5.500 persone.
scolastico dei ragazzi. La partecipazione di 12 scuole e 350
studenti nel Kenya meridionale ha permesso di rilevare che
gli studenti in possesso di una lampada tendono a studiare di più a casa, registrando un aumento del
tempo medio di studio pari a circa il 17%.
Le famiglie i cui figli hanno ricevuto una lampada solare sono state inoltre in grado di diminuire le spese,
riducendo le bollette settimanali della luce del 10-15% convogliando una porzione significativa dei loro
accresciuti risparmi per altri bisogni domestici, quali il miglioramento dei servizi igienici.
La seconda fase del progetto prevede il coinvolgimento di circa 60 nuove scuole e 2.400 studenti nella
contea di Kisii, nel Kenya occidentale. Questo permetterà di approfondire la conoscenza degli effetti
sull’occupazione dei genitori degli studenti, investigando ulteriormente gli impatti dell’energia solare sulle
famiglie.
117
collaborazione con The Coca-Cola Company, Enel
La partnership con il Barefoot College per l’empowerment
La partnership di Enel Green Power con la ONG indiana Barefoot College, nel quadro del programma del
Gruppo Enel “Enabling Electricity”, è un esempio di creazione di sviluppo concreto e misurabile che
prosegue dal 2012. Il progetto ha come obiettivo la diffusione dell’elettrificazione nelle zone rurali tramite
il trasferimento della conoscenza della tecnologia solare a comunità svantaggiate. Il progetto ha coinvolto
complessivamente 45 donne con basso livello di scolarizzazione provenienti da villaggi isolati, poveri e
senza accesso all’elettricità in Perù, Cile, Guatemala, Messico, Colombia, El Salvador, Brasile, Ecuador e
Panama. Queste donne hanno trascorso un periodo di sei mesi nel nord dell’India, presso il Barefoot
College, per imparare a installare e mantenere piccoli
impianti fotovoltaici e diventare così tecnici solari, per poi
tornare nel proprio luogo di origine e portare, grazie ai kit
fotovoltaici messi a disposizione da Enel Green Power,
luce, sviluppo e lavoro nei loro territori di provenienza.
Dato il successo dell’iniziativa, Enel Green Power ha deciso
di estendere il programma in Africa dove il progetto
Dall’avvio nel 2012 il progetto ha
coinvolto 41 comunità con la
collaborazione di 9 ONG locali, con
impatti su oltre 19.000 persone che
hanno beneficiato dell’opera di
elettrificazione promossa dal progetto.
prevede, oltre al coinvolgimento di 5 donne
semianalfabete nel programma di formazione, il sostegno
alla creazione di un centro di formazione Barefoot College in Tanzania, dove ogni anno circa 40 donne
saranno formate su come mantenere e gestire i piccoli impianti fotovoltaici.
Impianto ibrido in Ollagüe, Cile
Nel 2015 Enel Green Power ha terminato la costruzione di un impianto ibrido (fotovoltaico, mini-eolico,
diesel e sistema di batteria) che permette agli abitanti della comunità di Ollagüe (Cile) di accedere ad
energia elettrica pulita e disponibile 24 ore su 24. Il progetto – realizzato con la collaborazione
– ha introdotto diverse soluzioni innovative per rispondere
L’impianto ibrido sarà in grado di fornire
alle estreme condizioni geografiche e climatiche dovute ai
24 ore di approvvigionamento
3.600 metri di altitudine in cui si trova Ollagüe e alla forte
continuo di energia grazie a una
escursione termica.
produzione di energia elettrica di 460
Il modello adottato da Enel Green Power a Ollagüe si basa
MWh all’anno ed una capacità installata
sulla sostenibilità del costo dell’energia che viene calcolato
di 230 kW. Il progetto include anche
sulla base della disponibilità economiche medie delle
l'installazione di due sistemi Trinum per
famiglie. Le entrate che derivano dal pagamento
fornire acqua calda nella scuola locale.
dell’energia vengono amministrate dalla comunità e
dedicate ad alcune delle attività di manutenzione dell’impianto. Inoltre persone della comunità sono
incaricate di curare alcuni aspetti della manutenzione dell’impianto e l’intera attività di operazione è
gestita a livello locale. Un Comitato di supervisione che include azienda, comunità e altri stakeholder, si
dedica alla supervisione del modello del progetto contribuendo dove necessario con proposte migliorative.
Enel Green Power continua lo studio delle performance dell’impianto con il fine di ottimizzarne il
rendimento e di sperimentare nuove soluzioni che integrino altre tecnologie rinnovabili e l’accumulo di
energia.
La realizzazione del progetto, in linea con gli obiettivi di crescita, ricerca e innovazione definiti dal Piano
Industriale di Enel Green Power, ha richiesto un investimento totale di circa 3 milioni di dollari e si
prevede che contribuirà a far crescere la ricerca e lo sviluppo in Cile, oltre a rappresentare un evidente
beneficio per una comunità isolata, vicina ai progetti che Enel Green Power sviluppa nel Paese.
118
dell’Università del Cile e con il supporto del Governo locale
Accesso all’energia per favorire l’economia locale a San Juan de
Marcona, Perú
Il progetto nasce con lo scopo di favorire, attraverso l’accesso all’energia, lo sviluppo economico della
comunità di pescatori di San Juan de Marcona, principalmente basata sulla raccolta e vendita di alghe in
forma artigianale. Il progetto ha permesso di migliorare il processo produttivo grazie all’installazione di
una macchina di sminuzzamento di alghe, aggiungendo valore al prodotto finale che può essere venduto
a prezzi migliori e a un portafoglio di clienti diversificato. Inoltre, al fine di diversificare anche la
produzione, il progetto prevede l’installazione di un impianto di acquacultura alimentato da un ibrido
composto da fotovoltaico, eolico, diesel e batteria. Questo permetterà di eliminare le barriere allo
sviluppo locale determinate dal non accesso all’elettricità nell’area della costa di Marcona.
Il processo di formazione è continuo e comprende classi sia tecniche per l’esercizio delle tecnologie da
utilizzare che di gestione, amministrazione e marketing, oltre che di sicurezza in mare.
L’impatto delle attività è stato stimato mediante un’analisi di Social Return On Investment (SROI), la cui
metodologia è stata certificata dall’Alta Scuola Impresa e Società dell’Università Cattolica. Nel complesso,
i risultati della valutazione indicano che il progetto creerà un valore per la comunità cinque volte
Le mini-grid in Kenya
A fine 2015 Enel Green Power ha avviato la collaborazione con Powerhive, uno dei principali fornitori e
sviluppatori di soluzioni mini-grid, per la costruzione di
mini-grid solari in 100 villaggi in Kenya con una capacità
90mila persone saranno connesse alla
totale installata di 1 MW. L’investimento previsto per il
rete, 20 mila famiglie avranno accesso
2016 è di circa 12 milioni.
ad energia pulita.
L'integrazione di mini-grid con impianti di stoccaggio di
energia consentirà di equilibrare l'offerta e la domanda, in modo da ridurre la volatilità e compensare le
variazioni di carico del cliente e le imprevedibili fluttuazioni nella produzione di energia, intrinseche nella
generazione da fonti rinnovabili.
Il progetto fornirà inoltre ai clienti un sistema di pagamento più semplice e affidabile attraverso l'adozione
di un’applicazione mobile con pagamento anticipato e attraverso la piattaforma di gestione delle mini-grid
di Powerhive.
119
maggiore di ogni dollaro investito (5,27 USD: 1 USD).
I principali progetti 2015
Sviluppo delle competenze locali (Italia)
In Calabria, Enel Green Power sta sviluppando un’iniziativa finalizzata a accrescere, nei territori
interessati dalla presenza degli impianti, competenze tecniche specialistiche per la creazione del primo
centro italiano per la formazione ed addestramento di meccatronici per turbine eoliche. Il corso post
diploma per i giovani studenti è frutto dell’accordo tra Regione Calabria e Fondazione ITS A. Monaco di
Cosenza, di cui Enel Green Power è membro. Enel Green Power fornirà attrezzature e servizi di trasporto
degli equipaggiamenti eolici e supporterà le attività di formazione.
Integrazione socio-economica (Italia)
In Toscana, Enel Green Power ha dato la possibilità a Parvus Flos, cooperativa sociale che aiuta le
persone con problemi sociali a reintrodursi nel mondo del lavoro attraverso lo svolgimento di attività
agricole, di acquistare a un costo ridotto l’energia geotermica prodotta dalle proprie centrali per riscaldare
le serre della cooperativa.
Prairie Rose Community Development Fund (USA)
Il Prairie Rose Community Development Fund è una fondazione privata finanziata da Enel Green Power,
nata in concomitanza con lo sviluppo del Prairie Rose Wind Project, e finalizzata alla costruzione di un
parco eolico nello stato del Minnesota e del Sud Dakota.
La fondazione è composta da membri delle comunità locali e dai proprietari dei terreni in cui insistono gli
impianti.
Il Fondo mette a disposizione borse di studio per la popolazione locale e la possibilità di accedere a forme
di finanziamento (attraverso donazioni) per la realizzazione di progetti ed iniziative in ambito ambientale,
di tutela della biodiversità, promozione della cultura, attività di formazione, e di prevenzione della salute
e sicurezza.
E2@MIT (USA)
Nel 2015, per il secondo anno di fila, Enel Green Power ha organizzato un corso intensivo presso il MIT
(Massachusetts Institute of Technology) di Boston sponsorizzando 15 studenti provenienti da comunità
svantaggiate e poco rappresentate per l’acquisizione di competenze tecniche nel campo delle energie
hanno tenuto le lezioni in aula fornendo il loro contributo tecnico e la loro esperienza professionale.
“I tesori nascosti di Roma” (Italia-USA)
Il progetto è nato da una collaborazione tra Enel Green Power e la Soprintendenza per i Beni Culturali del
Comune di Roma. Si tratta del primo accordo che permette ai ricercatori di tutto il mondo di accedere ad
intere collezioni di oggetti dell’antica Roma, finora solo parzialmente studiate.
Sviluppo delle competenze locali (Cile)
Nella regione cilena di Antofagasta, Enel Green Power opera un cluster di impianti fotovoltaici per una
capacità produttiva di 158 MW.
Da un’analisi di mappatura dei bisogni degli stakeholder principali, è emerso come tra i temi che
rivestano maggiore attenzione presso la comunità locale vi siano l’occupazione, la formazione e lo
sviluppo delle competenze.
Insieme al Comune di Taltal, durante il periodo di costruzione degli impianti, Enel Green Power ha svolto
attività di formazione a 12 persone disoccupate in possesso di un titolo di studio superiore, ed un mese di
esperienza pratica presso gli impianti, regolarmente retribuita. Al termine del periodo di formazione sul
120
rinnovabili. Il progetto ha coinvolto attivamente anche alcuni dipendenti Enel Green Power senior che
campo, 11 dei 12 partecipanti sono stati confermati per altri tre mesi e, successivamente, 4 sono stati
impiegati in altri impianti di Enel Green Power e 2 sono stati assunti con contratto a tempo indeterminato
dai fornitori di Enel Green Power su altri progetti in costruzione dell’area.
Litorali puliti e riciclo di rifiuti solidi (Guatemala)
In Guatemala, nei pressi del comune di Zunil, Enel Green Power opera un impianto idroelettrico per una
capacità di 47MW.
Tra le priorità degli stakeholder, i temi che rivestono maggiore attenzione presso la comunità locale
vertono sulle tematiche di protezione ambientale. In risposta a tale priorità, Enel Green Power ha
implementato un progetto che, oltre a migliorare lo stato ambientale del fiume, riduce l’impatto generato
sulla turbina dai rifiuti che flottano nel fiume; attraverso l’implementazione di sistemi di raccolta e
smaltimento i rifiuti vengono intercettati, raccolti e riciclati a monte della centrale. A tre mesi dal lancio
del progetto sono stati registrati incoraggianti risultati circa la riduzione dei rifiuti inquinanti, l’aumento di
rifiuti riciclati e anche un miglioramento complessivo delle attività di O&M dell’impianto.
Cerro Pabellón (Cile)
Nel 2015 Enel Green Power ha siglato un accordo decennale con le comunità locali che vivono nei pressi
dell’impianto geotermico di Cerro Pabellón, nella regione nord del Cile. Anche in questo caso, Enel Green
Power ha definito con le comunità un programma di sviluppo finalizzato all’accesso all’energia,
all’educazione, allo sviluppo economico e allo sviluppo turistico.
Palo Viejo (Guatemala)
Palo Viejo è un impianto idroelettrico del Gruppo Enel Green Power attivo dal 2012 in Guatemala di circa
87 MW. Data la vulnerabilità del contesto naturale del Guatemala, Enel Green Power ha condiviso con gli
stakeholder un programma di formazione e leadership in buone pratiche ambientali affinché le stesse
persone della comunità monitorino e prendano le misure più adeguate per la prevenzione di eventi
ambientali dovuti a una erroneo uso del territorio. All’iniziativa hanno partecipato circa 2.100 persone che
hanno monitorato una superficie di circa 3 km2 di selva umida subtropicale.
Play Energy
Play Energy è un concorso che il Gruppo Enel dedica ogni anno al mondo della scuola in Italia e nel
progetto è rivolto alle scuole primarie e secondarie e coinvolge studenti, famiglie e insegnanti nella
scoperta del mondo dell’energia per promuovere la cultura delle energie rinnovabili, dell’efficienza
energetica e di un uso consapevole dell’energia, tramite anche momenti didattici, visite guidate alle
centrali, quiz e attività a tema.
We are energy
“We are energy” è un concorso rivolto ai figli dei dipendenti per far conoscere ai ragazzi temi dell’energia,
delle risorse e della sostenibilità. Nel 2015 hanno aderito al concorso 196 ragazzi, tutti figli di dipendenti
Enel Green Power; i 10 vincitori hanno frequentato il campus estivo e internazionale di “We are energy”
dove hanno partecipato a tante attività didattiche, laboratori, gite, eventi.
Natura e Territorio
“Natura e Territorio” da più di 15 anni mira alla valorizzazione del territorio e della sua cultura attraverso
l’organizzazione di attività ricreative, all’attivazione di itinerari culturali per il recupero e il mantenimento
delle tradizioni locali. Nel 2015 in partnership con le istituzioni locali, sono stati promossi 25 eventi, solo
121
mondo a cui Enel Green Power ha partecipato in 6 Paesi con 3 vincitori: Cile, Romania, Spagna. Il
in Italia, che hanno dato enfasi all’integrazione tra paesaggio e impianto produttivo, sottolineando
l’equilibrio tra tecnologia e ambiente.
Centrali Aperte
Ogni anno Enel Green Power apre i propri impianti a visite guidate volte a far conoscere al pubblico le
modalità con cui viene prodotta l’energia, promuovendo la cultura della sostenibilità e del rispetto per il
territorio. Nel corso del 2015 sono state oltre 25 le iniziative realizzate in Italia che hanno visto la
122
partecipazione complessivamente di oltre 10.000 visitatori.
Sintesi della gestione e andamento economico e
finanziario del Gruppo
Definizione degli indicatori di performance
Nel seguito sono forniti, in linea con la raccomandazione CESR/05-178b pubblicata il 3 novembre 2005, i
criteri utilizzati per la costruzione di tali indicatori:
Ricavi totali, incluso effetto gestione contratti su commodity valutati al fair value: determinati quali
sommatoria dei “Ricavi” e dei “Proventi/(Oneri) netti da contratti su commodity valutati al fair value”.
Margine operativo lordo: rappresenta un indicatore della performance operativa ed è
calcolato sommando all’ “Utile operativo” gli “Ammortamenti e impairment”, al netto della quota
capitalizzata.
Attività immobilizzate nette: determinate quale differenza tra le “Attività non correnti” e le
“Passività non correnti” a esclusione:
> delle “Attività per imposte anticipate”;
> dei “Crediti finanziari a lungo termine” inclusi nella voce “Attività finanziarie non correnti”;
> dei “Finanziamenti a lungo termine”;
> del “TFR ed altri benefíci ai dipendenti”;
> dei “Fondi rischi e oneri”;
> delle “Passività per imposte differite”.
Capitale circolante netto: definito quale differenza tra le “Attività correnti” e le “Passività
correnti” a esclusione:
> dei “Titoli” e di altre partite degli “Altri crediti finanziari” inclusi nella voce “Attività finanziarie
correnti”;
> delle “Disponibilità liquide e mezzi equivalenti”;
> dei “Finanziamenti a breve termine” e delle “Quote correnti dei finanziamenti a lungo
Capitale investito netto: determinato quale somma algebrica delle “Attività immobilizzate nette” e del
“Capitale circolante netto”, dei Fondi non precedentemente considerati, delle “Attività per imposte
anticipate” e delle “Passività per imposte differite”.
Indebitamento finanziario netto: rappresenta un indicatore della struttura finanziaria ed è determinato dai
“Finanziamenti a lungo termine”, dalle quote correnti a essi riferiti, dai “Finanziamenti a breve termine”,
al netto delle “Disponibilità liquide e mezzi equivalenti” e delle “Attività finanziarie correnti” e “non
correnti” non precedentemente considerate nella definizione degli altri indicatori di performance
patrimoniale.
Più in generale, l’indebitamento finanziario del Gruppo Enel Green Power è determinato conformemente a
quanto previsto nel paragrafo 127 delle raccomandazioni CESR/05-054b, attuative del Regolamento
809/2004/CE e in linea con le disposizioni CONSOB del 26 luglio 2007 per la definizione della posizione
finanziaria netta, dedotti i crediti finanziari e i titoli non correnti.
123
termine”.
Definizione di alcuni indicatori di sostenibilità
Relativamente agli indicatori di sostenibilità, sono riportati gli indicatori ritenuti di maggiore rilevanza ai
fini del monitoraggio dell’andamento del Gruppo rispetto ai principali ambiti dell’etica aziendale, della
sostenibilità ambientale e della sostenibilità sociale.
Il perimetro considerato per il calcolo degli indicatori di sostenibilità comprende le società del Gruppo Enel
11
Green Power consolidate al 31 dicembre 2015 .
Nel seguito sono forniti i criteri utilizzati per la costruzione degli indicatori frutto di stime:
Emissioni di CO2 evitate:
Le emissioni evitate sono calcolate come somma delle emissioni evitate nei Paesi di presenza Enel Green
Power. Per ogni Paese il calcolo si effettua moltiplicando la produzione di energia elettrica, ottenuta con
ciascuna fonte rinnovabile, per l’emissione specifica media della produzione termoelettrica tratta dal
database Enerdata (http://services.enerdata.eu).
Organico di ditte appaltatrici:
Il dato viene calcolato a partire dalle ore lavorate dai dipendenti di ditte appaltatrici all’interno delle aree
di proprietà di Enel Green Power, convertite in FTE (Full-Time Equivalent - equivalente a tempo pieno) in
base a fattori di conversione basati sulle ore medie lavorate a livello Paese.
Giorni lavorati da dipendenti di appaltatori e subappaltatori: il dato viene calcolato a partire dalle ore
lavorate dai dipendenti di ditte appaltatrici all’interno delle aree di proprietà di Enel Green Power,
convertite in giorni sulla base delle ore lavorative medie giornaliere.
Principali variazioni dell’area di consolidamento
Nei due esercizi in analisi l’area di consolidamento ha subíto alcune modifiche a seguito delle seguenti
principali operazioni.
Esercizio 2014
Acquisizione, in data 12 maggio 2014, di un’ulteriore quota del 26% nel capitale di Buffalo Dunes
Wind Project, valutata con il metodo del patrimonio netto in base alla quota azionaria
precedentemente detenuta (49%). Conseguentemente, a partire da tale data, la società è
consolidata con il metodo integrale;
•
acquisizione, nel corso del secondo trimestre 2014, del 100% della società Aurora Distributed
Solar, società operante nello sviluppo di impianti solari in Nord America;
•
cessione nel primo semestre 2014 di alcune partecipate portoghesi operanti nel settore della
cogenerazione;
•
acquisizione, in data 22 luglio 2014, della rimanente quota della partecipazione detenuta da
Sharp in Enel Green Power & Sharp Solar Energy Srl (adesso Enel Green Power Solar Energy Srl
“EGP SE”), joint venture precedentemente valutata applicando il metodo del patrimonio netto.
Conseguentemente, a partire da tale data, la società è consolidata con il metodo integrale;
11
Il perimetro dei soli indicatori in materia di salute e sicurezza è al netto della società 3SUN.
124
•
•
Acquisizione, nel secondo semestre 2014, di una quota del 50% della società Osage Wind LLC,
titolare di un progetto di sviluppo eolico per 150 MW. La società detenuta in Joint Control e
valutata applicando con il metodo del patrimonio netto;
•
acquisizione, nel corso del quarto trimestre 2014, del 100% di 6 società titolari di altrettanti
progetti di sviluppo eolico negli Stati Uniti;
•
cessione, in data 12 dicembre 2014, dell’intera partecipazione di La Geo (36,2%), società
valutata ad equity, a Inversiones Energéticas S.A. de C.V., già azionista di maggioranza della
società;
•
cessione, in data 18 dicembre 2014, della partecipazione di Enel Green Power France S.a.s,
società interamente controllata, a Boralex EnR S.a.s.
Esercizio 2015
•
cessione, in data 31 marzo 2015 della quota di interessenza in EGPNA Renewable Energy
Partners, LLC, attraverso la sua controllata Enel Green Power North America, Inc della quota del
49% della newco, nella quale sono andate a confluire alcune società operanti principalmente nel
settore eolico e idroelettrico;
•
acquisizione del controllo di 3Sun, in data 6 marzo 2015, da STMicroelectronics (“STM”) e Sharp.
Il Gruppo EGP acquisisce l’ulteriore quota del 66,7% nel capitale di 3Sun, attuando l’accordo
siglato con gli stessi nel mese di luglio 2014;
•
riattribuzione ai soci del Consorzio ENEOP dei relativi asset con conseguente acquisizione di
un’ulteriore quota di controllo;
•
acquisizione, nel corso del secondo trimestre 2015, di alcuni progetti in Sud Africa,
rappresentativi di business a seguito dell’aggiudicazione della gara del REIPPPP (Renewable
Energy Independent Power Producer Procurement Programme) per una capacità installata
complessiva pari a 705 MW;
•
acquisizione, in data 24 settembre 2015, di una quota di controllo pari al 68% nel capitale di BLP
Energy (“BLP”), società operante nel settore delle rinnovabili in India, che detiene impianti eolici
per una capacità installata complessiva di 172 MW;
•
cessione, in data 26 novembre 2015, della partecipazione di Finerge Gestão de Projectos
portoghese First State Wind Energy Investments S.A.;
•
conferimento, nel corso del quarto trimestre 2015, di alcuni asset solari in Italia, in una nuova
Joint Venture paritetica con F2i Energie Rinnovabili S.r.l., per effetto dell’accordo siglato in data
16 ottobre 2015 e con efficacia a partire dal 31 dicembre 2015;
•
acquisizione, nel corso del quarto trimestre 2015, di una quota di controllo pari al 78,6% del
capitale sociale di Erdwärme Oberland GmbH (“EO”) da Erdwärme Bayern GmbH & Co. ("EB"),
società specializzata nello sviluppo di progetti geotermici in Germania.
125
Energéticos, S.A, società interamente controllata da Enel Green Power España, S.L., alla società
Risultati economici del Gruppo
Si riporta di seguito il Conto economico riclassificato del 2015 confrontato con i dati del 2014.
Milioni di euro
Ricavi totali, incluso effetto gestione contratti su commodity valutati al
fair value
2015
2014
2015 - 2014
2.986
2.996
(10)
Totale costi
1.160
1.054
106
MARGINE OPERATIVO LORDO
1.826
1.942
(116)
Ammortamenti e Impairment
1.041
921
120
UTILE OPERATIVO
785
1.021
(236)
Proventi/(Oneri) finanziari netti da contratti derivati
(108)
(21)
(87)
Altri proventi/(oneri) finanziari netti
Quota proventi/(oneri) da partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio
netto
(237)
(236)
(1)
8
(56)
64
448
708
(260)
UTILE PRIMA DELLE IMPOSTE
Imposte
184
264
(80)
Risultato delle continuing operations
264
444
(180)
-
(4)
4
UTILE DELL'ESERCIZIO
264
440
(176)
- Quota di pertinenza di Gruppo
166
359
(193)
98
81
17
2015
2014
2015 - 2014
Risultato delle discontinued operations (*)
- Interessenze di minoranza
(*) Il risultato delle discontinued operations è interamente di pertinenza del Gruppo
Ricavi
Ricavi connessi alla vendita di energia
1.926
1.761
165
Ricavi da certificati verdi
377
443
(66)
Ricavi da altre forme di incentivi
405
356
49
Proventi/(Oneri) netti da contratti su commodity valutati al fair value
(25)
76
(101)
2.683
2.636
47
303
360
(57)
2.986
2.996
(10)
Ricavi da vendita di energia elettrica, incluso effetto gestione contratti su
commodity valutati al fair value
Altri ricavi e proventi
Ricavi totali, incluso effetto gestione contratti su commodity valutati al
fair value
di euro, evidenziano un decremento di 10 milioni di euro rispetto al 2014 (0,3% per l’effetto combinato di
un decremento degli altri ricavi e proventi per 57 milioni di euro (pari a 303 milioni di euro nel 2015) e
dell’incremento di 47 milioni di euro dei ricavi per vendita di energia elettrica (pari a 2.683 milioni di euro
nel 2015), tenuto conto di un effetto cambi positivo di 154 milioni di euro.
I ricavi per vendita di energia elettrica registrano un incremento di 47 milioni di euro, per effetto
principalmente dall’aumento dei ricavi in Nord America (106 milioni di euro) ed in America Latina (101
milioni di euro), in particolare in Cile, Messico, Costa Rica e Brasile, parzialmente compensato dai minori
ricavi registrati in Europa (162 milioni di euro) principalmente in Italia (169 milioni di euro), per la minore
disponibilità della risorsa idroelettrica, e tenuto anche conto degli effetti della cessione di Enel Green
Power France (31 milioni di euro), avvenuta nel mese di dicembre 2014.
126
Milioni di euro
I “Ricavi da certificati verdi”, pari a 377 milioni di euro, registrano un decremento di 66 milioni di euro
rispetto all’esercizio 2014 ed è interamente riconducibile all’area Europa.
I “Ricavi da altre forme di incentivi”, pari a 405 milioni di euro, registrano un incremento di 49 miloni di
euro rispetto al 2014, a fronte di un aumento dei ricavi da Tax Partnership in Nord America (55 milioni di
euro).
Gli “Altri ricavi e proventi”, pari a 303 milioni di euro, registrano un decremento di 57 milioni di euro
rispetto al 2014. Gli altri ricavi del 2015, accolgono gli effetti registrati nell’area Europa e Nord Africa
conseguenti all’acquisizione del controllo di 3Sun (pari a 117 milioni di euro) oltre all’iscrizione del
relativo indennizzo previsto dall’accordo con STM (pari a 12 milioni di euro), alla plusvalenza relativa alla
vendita del Portogallo (inclusiva degli effetti del consolidamento di alcuni progetti del portafoglio del
consorzio ENEOP) (29 milioni di euro). Gli altri ricavi dell’area Africa Sub-Sahariana e Asia includono gli
effetti del completamento del processo di purchase price allocation relativo all’acquisizione di progetti Sud
Africani (12 milioni di euro).
Si evidenzia che gli altri ricavi del 2014 si riferiscono principalmente agli effetti derivanti dalla cessione di
alcune partecipazioni (in La Geo per 123 milioni di euro ed in Enel Green Power France per 31 milioni di
Costi
Milioni di euro
2015
2014
2015 - 2014
Acquisti energia e altri combustibili
175
292
(117)
Servizi e altri materiali
595
489
106
Personale
339
256
83
Altri costi operativi
Costi capitalizzati
Totale
185
148
37
(134)
(131)
(3)
1.160
1.054
106
(10,1%).
I costi per “Acquisti energia e altri combustibili" registrano un decremento di 117 milioni di euro (-40,1%)
rispetto al 2014 (292 milioni di euro) imputabile ai minori costi per acquisto energia in America Latina
(120 milioni di euro) principalmente registrati in Brasile (71 milioni di euro) e nella Repubblica di Panama
I costi per “Servizi e altri materiali” registrano un incremento di 106 milioni di euro a fronte della
maggiore capacità installata principalmente in America Latina (48 milioni di euro) e Nord America (35
milioni di euro), e in Italia per servizi e manutenzioni (31 milioni di euro).
L’incremento del costo del “Personale” (83 milioni di euro, 32,4%) è connesso principalmente
all’incremento dei costi ordinari del personale in linea con la maggiore consistenza media e per gli effetti
della formalizzazione di alcuni accordi per l’uscita anticipata di personale nel perimetro Italia (48 milioni
di euro).
127
I “Costi”, pari a 1.160 milioni di euro, presentano un incremento di 106 milioni di euro rispetto al 2014
Gli “Altri costi operativi” registrano un incremento di 37 milioni di euro (25,0%) principalmente per la
rilevazione di oneri relativi a specifici progetti in Messico.
I “Costi capitalizzati”, pari a 134 milioni di euro, registrano un incremento di 3 milioni di euro rispetto
all’esercizio precedente (2,3%), riferibile principalmente al costo del personale dipendente impiegato
nella progettazione e realizzazione di impianti, in linea con i maggiori investimenti realizzati (+833 milioni
di euro rispetto al 2014).
Il “Margine operativo lordo”, pari a 1.826 milioni di euro, presenta un decremento di 116 milioni di euro
rispetto al 2014 (-6,0%, inclusivo dell’effetto cambi positivo per 102 milioni di euro) ed è stato realizzato
principalmente in Europa e Nord Africa (360 milioni di euro) parzialmente compensato dall’incremento
dell’ America Latina (162 milioni di euro) e Nord America (76 milioni di euro).
L’area Europa e Nord Africa ha registrato un margine operativo lordo pari a 1.105 milioni di euro, in
decremento di 360 milioni di euro rispetto al 2014 (pari a 1.465 milioni di euro). La variazione riflette
l’andamento dei ricavi sopra descritto, ed accoglie maggiori oneri per effetto della formalizzazione di
alcuni accordi per l’uscita anticipata del personale in Italia (48 milioni di euro), e l’incremento dei costi
operativi principalmente per l’acquisizione del controllo di 3Sun (29 milioni di euro).
L’area America Latina ha registrato un margine operativo lordo pari a 364 milioni di euro, in incremento
di 162 milioni di euro rispetto all’esercizio precedente (202 milioni di euro nel 2014), tenuto conto
dell’effetto cambi positivo di 44 milioni di euro, per effetto dell’aumento dei ricavi ( pari a 112 milioni di
euro) e del decremento dei costi operativi connessi all’acquisto di energia (pari a 119 milioni di euro) in
Panama e Brasile, parzialmente compensati dall’incremento dei costi operativi connessi alla maggiore
capacità installata in Brasile, Cile e Messico (pari a 63 milioni di euro).
L’area Nord America ha registrato un margine operativo lordo pari a 352 milioni di euro, in incremento di
76 milioni di euro rispetto all’esercizio precedente (276 milioni di euro), tenuto conto di un effetto cambi
positivo per 58 milioni di euro, per effetto principalmente dell’incremento dei ricavi (138 milioni di euro),
parzialmente compensato dall’incremento dei costi del personale e operativi connessi principalmente alla
L’area Africa Sub-Sahariana e Asia ha registrato un margine operativo lordo pari a 5 milioni di euro, con
un incremento di 6 milioni di euro rispetto al 2014 (negativo per 1 milione di euro) e riflette l’andamento
dei ricavi, in aumento di 11 milioni di euro e l’incremento dei costi operativi del Sud Africa (4 milioni di
euro).
Altre voci di Conto economico
Gli “Ammortamenti e impairment”, pari a 1.041 milioni di euro, registrano un incremento di 120 milioni di
euro rispetto all’esercizio precedente (13,0%), in linea con la maggiore capacità installata in America
Latina (51 milioni di euro) e in Nord America (27 milioni di euro).
La voce accoglie inoltre nel 2015 gli adeguamenti di valore di alcuni progetti in Nord America (33 milioni
di euro) e 3Sun (46 milioni di euro), le svalutazioni di alcuni crediti in Europa (16 milioni di euro) nonché
la perdita di valore di 155 milioni di euro registrata sugli asset detenuti in Romania, tenuto conto del
perdurare delle incertezze nel quadro regolatorio e delle condizioni di mercato del paese. Si evidenzia
128
maggiore capacità installata.
inoltre che nel 2014 la voce accoglieva la svalutazione rilevata sull’avviamento e sulle attività nette di
EGP Hellas (181 milioni di euro).
Proventi/Oneri Finanziari
Milioni di euro
2015
Proventi finanziari da contratti derivati
Oneri finanziari da contratti derivati
2014
2015 - 2014
43
7
36
151
28
123
(108)
(21)
(87)
Altri proventi finanziari
281
108
173
Altri oneri finanziari
518
344
174
(237)
(236)
(1)
Altri Proventi/(Oneri) finanziari netti
I “Proventi/(Oneri) finanziari netti da contratti derivati”, pari a 108 milioni di euro, subiscono un
incremento di 87 milioni di euro rispetto all’esercizio precedente principalmente riconducibile alla
valutazione all’aumento degli oneri netti su derivati valutati al fair value della Capogruppo.
Gli “Altri proventi/(oneri) finanziari netti”, negativi per 237 milioni di euro al netto della quota
capitalizzata, aumentano di 1 milione di euro rispetto all’esercizio precedente (+0,4%).
La “Quota dei proventi da partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto”, positiva per 8
milioni di euro, evidenzia un incremento di 64 milioni di euro rispetto all’esercizio precedente. Si segnala
che nel 2014 tale voce includeva la svalutazione delle partecipazioni collegate in Grecia (89 milioni di
euro) e gli effetti positivi della valutazione della collegata LaGeo, ceduta nel corso de quarto trimestre
2014.
Le “Imposte”, pari a 184 milioni di euro, registrano un decremento di 80 milioni di euro rispetto
all’esercizio precedente (-30,3%) con un’incidenza del 41,1% sul risultato ante imposte a fronte di
un’incidenza del 37,3% nel 2014, attribuibile principalmente all’effetto dell’adeguamento delle imposte
differite in Italia a seguito della applicazione della Legge di stabilità 2016 che ha comportato la riduzione
Utile dell’esercizio – Euro 264 milioni
L’”Utile dell’esercizio” è pari a 264 milioni di euro, con un decremento di 176 milioni di euro (-40,0%)
rispetto ai 440 milioni di euro del 2014 (inclusivo del risultato delle discontinued operations negativo per
4 milioni di euro).
129
dell’aliquota IRES dal 27,5% al 24 % con decorrenza dal 2017, già recepita al 31 dicembre 2015.
Analisi della struttura patrimoniale del Gruppo
Si riporta di seguito lo Stato patrimoniale riclassificato al 31 dicembre 2015, confrontato con i dati al 31 dicembre
2014:
Milioni di euro
al 31.12.2015 al 31.12.2014
2015 - 2014
Attività immobilizzate nette
Immobili, impianti e macchinari
Attività immateriali
Avviamento
15.364
13.329
2.035
1.328
1.378
(50)
666
871
(205)
Partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto
273
323
(50)
Altre attività/(Passività) finanziarie non correnti nette
(65)
(86)
21
Altre attività/(passività) non correnti nette
17
(34)
51
17.583
15.781
1.802
Rimanenze
163
184
(21)
Crediti commerciali
451
440
11
(1.268)
(888)
(380)
Totale Attività immobilizzate nette
Capitale circolante netto
Debiti commerciali
Crediti/(Debiti) tributari netti
326
104
222
Altre attività/(Passività) finanziarie correnti nette
(86)
(70)
(16)
Altre attività/(passività) correnti nette
(46)
(12)
(34)
(460)
(242)
(218)
17.123
15.539
1.584
Totale Capitale circolante netto
Capitale investito lordo
Fondi diversi
TFR e altri benefici ai dipendenti
Fondi rischi e oneri futuri
(36)
(43)
7
(246)
(150)
(96)
Imposte differite nette
(332)
(379)
47
Totale Fondi diversi
(614)
(572)
(42)
16.509
14.967
1.542
Patrimonio netto complessivo
9.630
8.929
701
6.879
6.038
841
milioni di euro rispetto al 31 dicembre 2014, sostanzialmente riconducibile agli investimenti dell’esercizio
(pari a 2.431 milioni di euro), agli ammortamenti e impairment (pari a 879 milioni di euro), all’effetto
cambi positivo (pari a 271 milioni di euro), alla variazione del perimetro di consolidamento (pari a 110
milioni di euro) e alla capitalizzazione degli oneri finanziari (pari a 80 milioni di euro).
Gli Investimenti operativi in si riferiscono principalmente al settore eolico in America Latina (823 milioni
di euro), in Nord America (257 milioni di euro), in Sud Africa (117 milioni di euro), al solare in Cile (344
milioni di euro) e in Sud Africa (194 milioni di euro) nonché al settore geotermico in Italia (108 milioni di
euro) e al settore idroelettrico in America Latina (228 milioni di euro) e in Italia (82 milioni di euro).
La variazione del perimetro di consolidamento si riferisce principalmente al consolidamento integrale della
società titolare del progetto americano Osage (243 milioni di euro), precedentemente valutata con il
metodo del patrimonio netto, e all’acquisizione del controllo nelle società 3Sun (122 milioni di euro) e BLP
Energy in India (76 milioni di euro), effetti in parte compensati dalla cessione delle controllate portoghesi
(110 milioni di euro) e al deconsolidamento di alcuni progetti solari italiani (224 milioni di euro).
130
Gli “Immobili, impianti e macchinari”, pari a 15.364 milioni di euro, presentano un incremento di 2.035
Le “Attività immateriali”, pari a 1.328 milioni di euro, presentano una decremento di 50 milioni di euro
rispetto al 31 dicembre 2014 dovuto principalmente agli effetti della determinazione dei fair value delle
attività acquisite e delle passività assunte di alcuni progetti in Sud Africa (76 milioni di euro) e in Cile (42
milioni di euro), agli investimenti dell’esercizio (pari a 31 milioni di euro) e all’effetto cambi positivo (pari
a 21 milioni di euro). Tali effetti sono stati più che compensati dagli ammortamenti e impairment (pari a
127 milioni di euro) e dalla cessione delle controllate portoghesi (38 milioni di euro).
L’“Avviamento”, pari a 666 milioni di euro, presenta un decremento di 205 milioni di euro rispetto al 31
dicembre 2014 riferibile principalmente agli effetti della cessione delle società portoghesi, parzialmente
compensata dall’effetto cambi positivo (pari 49 milioni di euro) e dall’acquisizione di società in Messico (6
milioni di euro).
Le “Partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto”, pari a 273 milioni di euro, presentano un
decremento pari a 50 milioni di euro rispetto al 31 dicembre 2014 derivante principalmente dal
consolidamento e successiva cessione delle società portoghesi (pari a 156 milioni di euro) e dal
consolidamento integrale di Osage (pari a 59 milioni di euro), effetti solo in parte compensati
dall’acquisizione del progetto solare Marte (111 milioni di euro) e da aumenti di capitale intervenuti in
Nord America, in America Latina e Grecia (36 milioni di euro).
Il “Capitale circolante netto”, negativo per 460 milioni di euro al 31 dicembre 2015 (negativo per 242
milioni di euro al 31 dicembre 2014), evidenzia un incremento di 218 milioni di euro principalmente
riferibile all’aumento dei debiti commerciali (pari a 380 milioni di euro), effetto parzialmente compensato
dall’aumento dei crediti tributari netti (pari a 222 milioni di euro).
I “Fondi diversi” evidenziano un incremento di 42 milioni di euro principalmente derivante dall’aumento
dei “Fondi rischi ed oneri futuri” a seguito dell’accantonamento al fondo oneri per gli incentivi all’esodo
(pari a 48 milioni di euro) e al fondo oneri su impianti di produzione (pari a 38 milioni di euro), solo in
parte compensati dall’aumento del fondo imposte differite (par a 47 milioni di euro).
Il “Capitale investito netto” al 31 dicembre 2015 è pari a 16.509 milioni di euro ed è coperto dal
patrimonio netto del Gruppo e di terzi per 9.630 milioni di euro e dall’indebitamento finanziario netto per
131
6.879 milioni di euro.
Analisi della struttura finanziaria del Gruppo
Milioni di euro
al
31.12.2015
al 31.12.2014
Finanziamenti bancari
2.719
2.711
8
Debiti verso altri finanziatori
1.193
869
324
Debiti verso parti correlate
2.455
2.455
-
Indebitamento a lungo termine
6.367
6.035
332
(193)
(425)
232
6.174
5.610
564
275
193
82
2
2
-
2015 - 2014
Crediti finanziari a lungo termine
Indebitamento netto a lungo termine
Indebitamento a breve termine
Quota a breve dei finanziamenti bancari a lungo termine
Utilizzi di linee di credito revolving
Altri finanziamenti a breve verso banche
26
11
15
Indebitamento bancario a breve termine
303
206
97
Debiti verso altri finanziatori e parti correlate (quota a breve)
195
130
65
Altri debiti finanziari a breve termine e verso parti correlate
Indebitamento verso altri finanziatori e parti correlate a breve
termine
685
852
(167)
880
982
(102)
192
Altri crediti finanziari a breve termine
Disponibilità presso banche e titoli a breve
Disponibilità e crediti finanziari a breve termine
Indebitamento netto a breve termine
INDEBITAMENTO FINANZIARIO NETTO
(93)
(285)
(385)
(475)
90
(478)
(760)
282
705
428
277
6.879
6.038
841
L’Indebitamento finanziario netto, pari a 6.879 milioni di euro, evidenzia un incremento di 841 milioni di
euro (13,9%) principalmente per effetto dell’incremento di 564 milioni di euro dell’Indebitamento netto a
lungo termine (10,1%) e dell’incremento di 277 milioni di euro dell’Indebitamento netto a breve termine
(64,7%).
In riferimento all’“Indebitamento netto a lungo termine”, l’incremento dei Finanziamenti bancari (324
partnership (pari a 308 milioni di euro). Il decremento dei crediti finanziari a lungo termine riflette invece
l’effetto della cessione delle società portoghesi (pari a 391 milioni di euro).
In riferimento all’“Indebitamento netto a breve termine”, il decremento degli “Altri crediti finanziari a
breve termine” (192 milioni di euro) è determinato principalmente dalla riduzione dei depositi sul conto
corrente intersocietario in essere con la società finanziaria olandese del Gruppo Enel (189 milioni di euro).
132
milioni di euro) deriva principalmente dall’accensione di finanziamenti per progetti in Nord America tax
Flussi finanziari
Milioni di euro
2015
Disponibilità liquide e mezzi equivalenti ad inizio dell'esercizio
(*)
Flusso di cassa da attività di investimento
Flusso di cassa da attività di finanziamento
Effetto variazione dei cambi su disponibilità liquide e mezzi equivalenti
Disponibilità liquide e mezzi equivalenti alla fine dell'esercizio
2014
2015-2014
335
337
(2)
1.295
1.033
262
(1.591)
(1.137)
(454)
345
85
260
1
17
(16)
385
335
50
(*) di cui disponibilità liquide delle "Attività classificate come possedute per la vendita" pari a 10 milioni di euro al 1° gennaio 2014
restated.
Il “Flusso di cassa da attività operativa” del 2015 è positivo per 1.295 milioni di euro, in incremento di
262 milioni di euro rispetto al 2014 (positivo per 1.033 milioni di euro), a fronte di un margine operativo
lordo al netto degli elementi non monetari pari a 1.669 milioni di euro (in diminuzione di 51 milioni di
euro rispetto al 2014) e di un fabbisogno connesso al capitale circolante netto pari a 374 milioni di euro
(in diminuzione di 313 milioni di euro rispetto al 2014).
Il “Flusso di cassa da attività di investimento” impiegato del 2015 è pari a 1.591 milioni di euro, in
aumento di 454 milioni di euro rispetto al 2014 (pari a 1.137 milioni di euro), da collegare principalmente
ai maggiori investimenti operativi dell’esercizio rispetto al 2014 (843 milioni di euro). Si segnala inoltre
che sono stati incassati contributi in Nord America per 4 milioni di euro, riclassificati a riduzione degli
investimenti operativi.
Il “Flusso di cassa da attività di finanziamento” del 2015 è positivo per 345 milioni di euro, con un
incremento di 260 milioni di euro rispetto 2014 (pari a 85 milioni di euro), principalmente per la cessione
del 49% di EGPNA REP (pari a 450 milioni di euro).
L’effetto combinato dei vari flussi finanziari ha determinato un incremento del 2015 delle disponibilità
133
liquide e mezzi equivalenti iniziali di 50 milioni di euro.
Sintesi della gestione e andamento economicofinanziario della Capogruppo
Risultati economici della Capogruppo
Si riporta di seguito il Conto Economico riclassificato del 2015, confrontato con i dati del 2014.
Milioni di euro
Totale ricavi
2015
2014
2015-2014
1.257
1.479
(222)
Proventi/(Oneri) netti da contratti su commodity valutati al fair value
Totale ricavi, incluso effetto gestione contratti su commodity valutati al
fair value
(16)
74
(90)
1.241
1.553
(312)
Totale costi
(681)
(483)
(198)
560
1.070
(510)
(287)
(301)
14
Ammortamenti e perdite di valore
Utile operativo
273
769
(496)
(67)
(17)
(50)
Altri proventi/(Oneri) finanziari netti
(19)
(96)
77
Proventi da partecipazione
8
39
(31)
195
695
(500)
(103)
(260)
157
92
435
(343)
-
(4)
4
92
431
(339)
2015
2014
2015-2014
Ricavi connessi alla vendita di energia
708
741
(33)
Ricavi da certificati verdi e altre forme di incentivi
309
364
(55)
Proventi netti da contratti su commodity valutati al fair value
(16)
74
(90)
1.001
1.179
(178)
240
374
(134)
1.241
1.553
(312)
Utile prima delle imposte
Imposte
Utile delle attività destinate a continuare
Utile (Perdite) delle attività operative cessate
Utile dell'esercizio
Ricavi
Ricavi da vendita di energia elettrica, incluso effetto gestione contratti su
Ricavi totali, incluso effetto gestione contratti su commodity valutati al fair
value
I “Ricavi totali, incluso effetto gestione contratti su commodity valutate al fair value”, pari
complessivamente a 1.241 milioni di euro (1.553 milioni di euro nel 2014), registrano un decremento di
312 milioni di euro a seguito del decremento di 178 milioni di euro dei ricavi per vendita di energia (pari
a 1.001 milioni di euro nel 2015 e pari a 1.179 milioni di euro nel 2014) e del decremento di 134 milioni
di euro degli Altri ricavi e proventi (pari a 240 milioni di euro nel 2015 e a 374 milioni di euro nel 2014).
Gli Altri ricavi e proventi sono complessivamente pari a 240 milioni di euro nel 2015 (374 milioni di euro
nel 2014) e si riferiscono sostanzialmente ai ricavi per la vendita dei pannelli fotovoltaici per 104 milioni
di euro. Il decremento, pari a 134 milioni di euro, è dovuto alla rilevazione nel 2014 della plusvalenza
relativa alla cessione della partecipazione in LaGeo Sa de CV (148 milioni di euro) e dell’ indennizzo
previsto nell’accordo con Sharp sull’”off take” della produzione della fabbrica 3Sun Srl (95 milioni di
euro).
La riduzione dei ricavi connessi alla vendita di energia riflette un decremento dei ricavi da certificati verdi e
da altre forme di incentivo (55 milioni di euro), una riduzione dei ricavi da vendita di energia (33 milioni di
134
Milioni di euro
euro), per la minore produzione e per il decremento dei proventi netti da contratti su commodity valutati al
fair value (90 milioni di euro).
Costi
Milioni di euro
Energia
Costo del personale
2015
2014
39
37
2
188
147
41
153
2015-2014
Servizi, materiali e altri costi operativi
480
327
Costi capitalizzati
(26)
(28)
2
Totale
681
483
198
I “Costi”, pari a 681 milioni di euro nel 2015 e a 483 milioni di euro nel 2014, registrano un incremento di
198 milioni di euro principalmente per l’aumento dei costi per servizi, materiali e altri costi operativi (153
milioni di euro), dei costi del personale (41 milioni di euro) principalmente per l’accantonamento al fondo
incentivo all’esodo.
Il “Margine operativo lordo” si attesta a 560 milioni di euro (1.070 milioni di euro nel 2014), in
decremento di 510 milioni di euro rispetto all’esercizio precedente.
Altre voci di conto economico
La voce “Ammortamenti e perdite di valore” pari a 287 milioni di euro (301 milioni di euro nel 2014)
registra un decremento di 14 milioni di euro per effetto sostanzialmente delle minori svalutazioni operate
per complessivi 15 milioni di euro.
Gli “Oneri finanziari netti da contratti derivati” si incrementano di 50 milioni di euro per effetto
principalmente di maggiori oneri su contratti derivati di trading.
Gli “Altri oneri finanziari netti” si riducono di 77 milioni di euro a fronte della rilevazione di maggiori
proventi finanziari per 78 milioni di euro, relativi a differenze positive di cambio ed a interessi attivi, in
Le ”Imposte”, pari a 103 milioni di euro (260 milioni di euro nel 2014) accolgono principalmente le
imposte correnti per 100 milioni di euro (247 milioni di euro nel 2014) e le imposte anticipate per 6
milioni di euro (11 milione di euro di imposte differite nel 2014).
Risultato delle discontinued operations
La voce, negativa per 4 milioni di euro nel 2014, si riferisce all’aggiustamento prezzo previsto nel
contratto di cessione ad Enel Energia Spa dell’intero capitale di Enel.si Srl, allora interamente posseduta
da Enel Green Power Spa. Tale operazione, avvenuta nel mese di luglio 2013, aveva determinato una
plusvalenza, pari a 72 milioni di euro, rilevata nel bilancio 2013 nella voce Utile da discontinued
operations del Conto economico, al netto de relativo effetto fiscale (1 milione di euro).
L’esercizio 2015 chiude con un “Utile dell’esercizio” pari a 92 milioni di euro, in decremento di 339 milioni
di euro rispetto all’esercizio precedente (431 milioni di euro nel 2014, comprensivo del risultato delle
discontinued operations, negativo per 4 milioni di euro.
135
parte compensati dai maggiori oneri finanziari per 2 milioni di euro.
Analisi della struttura patrimoniale della Capogruppo
Si riporta di seguito lo Stato Patrimoniale riclassificato al 31 dicembre 2015, confrontato con i dati al 31
dicembre 2014.
Milioni di euro
al 31.12.2015
al
31.12.2014
20152014
4.676
4.847
(171)
32
28
4
6
6
-
5.458
4.593
865
(41)
(50)
9
Attività immobilizzate nette
Avviamento
Partecipazioni
Attività/(passività) finanziarie non correnti nette derivati
Altre attività/(Passività) non correnti nette
Totale Attività immobilizzate nette
(34)
(45)
11
10.097
9.379
718
33
89
(56)
Capitale circolante netto
Rimanenze
Crediti commerciali
413
358
55
Crediti/(Debiti) tributari netti
120
(20)
140
Attività/(Passività) finanziarie correnti nette - derivati
(20)
5
(25)
Altre attività/(Passività) finanziarie correnti nette
Debiti commerciali
Altre attività/(passività) correnti nette
Totale Capitale circolante netto
Capitale investito lordo
(26)
(29)
3
(256)
(247)
(9)
29
94
(65)
293
250
43
10.390
9.629
761
TFR ed altri benefici ai dipendenti
Fondi rischi ed oneri (compresa quota corrente)
Imposte differite nette
Totale Fondi diversi
(32)
(39)
7
(145)
(77)
(68)
133
127
6
(55)
(44)
11
10.346
9.640
706
Patrimonio netto
6.818
6.898
(80)
3.528
2.742
786
Le “Attività immobilizzate nette” evidenziano un incremento di 718 milioni di euro rispetto al 31 dicembre
2014, per effetto principalmente dei seguenti fenomeni:
-
l’incremento delle “Partecipazioni” per 865 milioni di euro riconducibile principalmente alla
ripatrimonializzazioni di 3Sun Srl (449 milioni di euro) e di Enel Green Power International BV
(305 milioni di euro);
-
la riduzione delle ”Passività non correnti nette” di 10 milioni di euro principalmente per la
riduzione dei canoni diversi e contributi di urbanizzazione.
-
la riduzione delle “Passività finanziarie non correnti nette - derivati” di 9 milioni di euro per le
valutazioni al fair value dei derivati di cash flow hedge relativi alla copertura delle operazioni su
tasso di interesse;
-
il decremento degli “Immobili impianti e macchinari” di 171 milioni di euro per effetto
essenzialmente del saldo netto tra gli investimenti e oneri finanziari netti (251 milioni di euro), la
variazione del perimetro per effetto della cessione degli asset fotovoltaici da EGP Spa ad
Altomonte Srl (complessivamente pari a 139 milioni di euro), gli ammortamenti (276 milioni di
euro), gli impairment e gli altri movimenti (complessivamente pari a 7 milioni di euro);
136
Fondi diversi
Il “Capitale circolante netto”, positivo per 293 milioni di euro, evidenzia un incremento di 43 milioni di
euro rispetto al 31 dicembre 2014 (positivo per 250 milioni di euro). Tale andamento riflette
principalmente:
-
l’incremento di 140 milioni di euro dei “Crediti tributari netti”, principalmente per l’incremento del
credito netto per IRES verso Enel Spa di 106 milioni di euro (a credito di 75 milioni di euro al 31
dicembre 2015 e a debito di 30 milioni di euro al 31 dicembre 2014) e l’incremento della
posizione IVA verso Enel Spa nell’ambito della procedura IVA di Gruppo (31 milioni di euro);
-
l’incremento di 55 milioni di euro dei “Crediti commerciali” in linea con le maggiori vendite di
pannelli fotovoltaici;
-
il decremento di 56 milioni di euro delle “Rimanenze”, sostanzialmente per il decremento delle
rimanenze relative ai pannelli fotovoltaici acquistati dalla società 3 Sun Srl e per la riduzione delle
rimanenze relative a certificati verdi;
-
il decremento di 65 milioni di euro delle “Altre attività/passività correnti nette”, principalmente
per l’incasso dei crediti verso Sharp Corporation per la quota residua prevista nell’accordo con
Sharp sull’”off take” della produzione della fabbrica 3Sun Srl (35 milioni di euro), per i minori
crediti per certificati verdi maturati ma non ancora accreditati sul conto titoli (31 milioni di euro) e
per l’incasso del credito verso la società energetica statale salvadoregna Inversiones Energéticas
S.A. de C.V. (INE), nell’ambito della cessione della partecipazione di La Geo Sa de CV
perfezionata nel 2014 (5 milioni di euro).
I “Fondi diversi”, sono pari a 44 milioni di euro (positivi per 11 milioni di euro al 31 dicembre 2014), e
registrano un incremento di 55 milioni di euro rispetto all’esercizio precedente per effetto principalmente
dall’aumento dei fondi rischi ed oneri (68 milioni di euro), effetto compensato dalla riduzione del fondo
TFR e altri benefici ai dipendenti (7 milioni di euro) e delle maggiori imposte anticipate nette (6 milioni di
euro).
Il "Capitale investito netto”, pari a 10.346 milioni di euro (9.640 milioni di euro al 31 dicembre 2014),
risulta finanziato da mezzi propri per 6.818 milioni di euro (6.898 milioni di euro al 31 dicembre 2014) e
dall’indebitamento finanziario netto per 3.528 milioni di euro (2.742 milioni di euro al 31 dicembre 2014).
2014), evidenzia un incremento di 786 milioni di euro per effetto principalmente:
-
dell’incremento dei finanziamenti a breve termine (181 milioni di euro) dovuto all’ aumento dei
finanziamenti a breve termine verso le società controllate e collegate (395 milioni di euro) e alla
variazione della posizione sul conto corrente di Enel Spa (a debito per 284 milioni di euro al 31
dicembre 2015 a credito per 9 milioni di euro al 31 dicembre 2014) fenomeni parzialmente
compensati dalla scadenza del periodo di utilizzo della linea revolving a lungo termine con Enel
Finance International Bv (500 milioni di euro);
-
del decremento delle altre attività finanziarie correnti (778 milioni di euro) dovuto principalmente
all’estinzione dei finanziamenti connessi a Enel Green Power International BV (237 milioni di
euro), Enel Green Power North America (453 milioni di euro) e Enel Green Power North America
Development (82 milioni di euro), nell’ambito dell’operazione di ristrutturazione finanziaria delle
società controllate nordamericane;
-
dal decremento delle altre attività finanziarie non correnti (127 milioni di euro).
137
Il “Patrimonio Netto”, pari a 6.818 milioni di euro, è composto dal capitale sociale (1.000 milioni di euro),
dalla riserva legale (200 milioni di euro), dalle altre riserve (4.430 milioni di euro), nonché dagli utili
portati a nuovo (1.095 milioni di euro) e dall’utile rilevato nell’esercizio (92 milioni di euro). La variazione
rispetto all’esercizio precedente riflette principalmente la rilevazione dell’utile dell’esercizio (92 milioni di
euro) e la distribuzione dei dividendi a valere sull’esercizio 2014 (160 milioni di euro).
Analisi della struttura finanziaria della Capogruppo
L’indebitamento finanziario netto è così composto:
Milioni di euro
al 31.12.2015
al 31.12.2014
2015-2014
680
756
(76)
Debiti verso parti correlate
1.200
1.200
-
1.880
1.956
(76)
(154)
(27)
(127)
1.726
1.929
(203)
Indebitamento netto a lungo termine
Indebitamento a breve termine
Quote correnti dei finanziamenti a medio/lungo termine
76
55
21
Indebitamento bancario a breve termine
76
55
21
Altri debiti finanziari a breve termine
1.749
1.568
181
Indebitamento verso altri finanziatori a breve termine
1.749
1.568
181
Altri crediti finanziari a breve termine
(13)
(791)
778
Disponibilità presso banche e titoli a breve
(10)
(19)
9
Disponibilità e crediti finanziari a breve termine
(23)
(810)
787
Indebitamento netto a breve termine
1.802
813
989
3.528
2.742
786
milioni di euro degli Altri debiti finanziari a breve termine verso il Gruppo Enel e di un decremento di 787
milioni di euro delle Disponibilità e dei crediti finanziari a breve termine.
L’indebitamento a lungo termine pari a 1.726 milioni di euro registra una variazione pari a 203 milioni di
euro rispetto all’esercizio precedente.
138
2014), evidenzia un incremento di 786 milioni di euro a fronte principalmente di un incremento di 181
Flussi finanziari
Milioni di euro
2015
Disponibilità liquide e mezzi equivalenti ad inizio dell'esercizio
Flusso di cassa da attività di investimento
Flusso di cassa da attività di finanziamento
2014
Variazione
19
9
10
333
413
(80)
(811)
(302)
(509)
469
(101)
570
10
19
(9)
Il “Flusso di cassa da attività operativa” ha generato liquidità per 333 milioni di euro, in decremento di 80
milioni di euro rispetto al 2014 (413 milioni di euro). Tale variazione risente del maggiore fabbisogno
connesso alla variazione del capitale circolante netto nei due esercizi a confronto.
Il ”Flusso di cassa da Attività di investimento” ha assorbito liquidità per 811 milioni di euro, in incremento
di 509 milioni di euro rispetto al 2014 (302 milioni di euro).
Il flusso di cassa è stato impiegato in investimenti in partecipazioni per 559 milioni di euro (241 milioni di
euro al 31 dicembre 2014) e in immobili, impianti e macchinari per 238 milioni di euro (269 milioni di
euro al 31 dicembre 2014).
Il ”Flusso di cassa da Attività di finanziamento” ha generato liquidità per 469 milioni di euro, in
139
incremento di 570 milioni di euro rispetto al 2014 (negativo per 101 milioni di euro).
Prospetto di raccordo tra patrimonio netto e risultato di
Enel Green Power SpA e i corrispondenti dati consolidati
Ai sensi della comunicazione CONSOB n. DEM/6064293 del 28 luglio 2006, viene riportato di seguito il
prospetto di raccordo tra il risultato dell’esercizio e il patrimonio netto di Gruppo con gli analoghi valori
del Bilancio d’esercizio della Capogruppo.
Bilancio d'esercizio Enel Green Power
Valore di carico e rettifiche di valore delle partecipazioni
consolidate
e di quelle valutate con il metodo del patrimonio netto
Patrimonio netto e risultato d’esercizio (determinati in base a
princípi omogenei) delle imprese e Gruppi consolidati e di
quelli valutati con il metodo del patrimonio netto, al netto
delle quote di competenza degli azionisti terzi
Dividendi infragruppo
Differenze da consolidamento a livello di consolidato di
Gruppo
Totale Gruppo
Totale Terzi
BILANCIO CONSOLIDATO
Conto economico
Patrimonio netto
2015
2014
31.12.2015
31.12.2014
92
431
6.818
6.898
8
(56)
(9.782)
(8.877)
240
121
10.484
9.159
(55)
(113)
0
0
(119)
(24)
453
655
166
359
7.973
7.835
98
81
1.657
1.094
264
440
9.630
8.929
140
Milioni di euro
Analisi degli indicatori di sostenibilità
All’interno del presente paragrafo sono rendicontati ed analizzati gli indicatori di performance di
sostenibilità di Enel Green Power. Gli indicatori sono rappresentati in funzione dei diversi capitali che
partecipano alla creazione di valore condiviso all’interno del Gruppo.
Governance e Etica
Il Consiglio di Amministrazione di Enel Green Power SpA è composto da 10 Consiglieri, di cui 6
indipendenti (ai sensi del Codice di Autodisciplina delle società quotate). Le donne rappresentano il 40%
dei membri del Consiglio di Amministrazione, mentre il numero di Consiglieri con età inferiore ai 50 anni è
aumentato da 3 a 4.
La Società, ai sensi del Codice di Autodisciplina delle società quotate, effettua, almeno una volta l’anno,
una valutazione del funzionamento del Consiglio di Amministrazione e dei suoi Comitati, nonché della loro
dimensione e composizione, tenendo anche conto di elementi quali le caratteristiche professionali,
l’esperienza, nonché l’anzianità di carica.
Numero
2015
Numero di Consiglieri, per genere
2014
2015-2014
10
10
-
Uomini
6
7
(1)
Donne
4
3
1
Numero
2015
Numero di Consiglieri, per età
2014
2015-2014
10
10
-
Inf. a 30
-
-
-
da 30 a 50
4
3
1
Sup. a 50
6
7
(1)
Numero
Consiglieri indipendenti
2014
6
2015-2014
6
-
Numero
2015
Consiglieri con altri mandati
2014
1
2015-2014
1
-
Percentuale
2015
Presenza media dei Consiglieri alle riunioni
del Consiglio di Amministrazione
2014
95,8
2015-2014
95,6
0,2
In materia di controlli relativi all’applicazione del Codice Etico, nel 2015 Enel Green Power ha ricevuto 5
segnalazioni per presunte violazioni del Codice Etico, rispetto alle 6 segnalazioni del 2014. In base alle
verifiche effettuate dalla Funzione Audit, con il supporto delle Funzioni aziendali interessate, sono state
accertate 3 violazioni.
141
2015
Numero
2015
2014
2015-2014
Segnalazioni di presunte violazioni al
Codice Etico ricevute, per tipologia di
5
6
(1)
Stakeholder interni
2
2
-
Stakeholder esterni
1
2
(1)
Anonime
2
2
-
stakeholder
Numero
2015
2014
2015-2014
Segnalazioni di presunte violazioni al
Codice Etico ricevute, per stakeholder leso
5
6
(1)
Azionisti
2
1
1
Finanziatori
-
-
-
Clienti
-
-
-
Dipendenti
-
2
(2)
Collettività
-
1
(1)
Fornitori
3
2
1
o potenzialmente leso
Numero
2014
2015-2014
Segnalazioni ricevute, per status
5
6
(1)
Segnalazioni ricevute, in corso di valutazione
1
-
1
1
4
(3)
3
2
Segnalazioni ricevute, per le quali
non è stata dichiarata una violazione
Segnalazioni ricevute, per le quali
è stata dichiarata una violazione
1
Numero
2015
Violazioni accertate al Codice Etico, per stakeholder leso
2014
2015-2014
3
2
1
Azionisti
1
-
1
Finanziatori
-
-
-
Clienti
-
-
-
Dipendenti
-
2
(2)
Collettività
-
-
-
Fornitori
2
-
2
142
2015
Numero
2015
2014
2015-2014
Violazioni accertate al Codice Etico, relative a episodi di:
3
2
1
Corruzione
2
-
2
Mobbing
-
-
-
Discriminazione:
-
-
-
- rispetto al genere
-
1
(1)
- rispetto a disabilità
-
-
-
Uso improprio di mezzi/ strumenti aziendali
-
-
-
Diritti umani
-
-
-
Altre motivazioni
1
1
-
Per quanto riguarda il coinvolgimento del Gruppo in contenziosi, nel 2015 Enel Green Power risulta
coinvolta in 687 azioni legali, principalmente di natura civile, amministrativa e di diritto del lavoro. Di
questi, il 67% è relativo all’area Europea, il 32% all’area America Latina e l’1% residuale all’area Nord
America.
Numero
2015
Totale nuovi contenziosi
2014
66
2015-2014
153
(87)
Numero
2015
Azioni legali pendenti, per area geografica
2014
2015-2014
687
659
28
Europa
462
479
(17)
America Latina
220
174
46
Nord America
5
6
(1)
Africa Sub-Sahriana e Asia
-
-
-
Numero
Azioni legali pendenti con i fornitori
2014
23
2015-2014
25
(2)
Numero
2015
2014
Azioni legali pendenti di natura ambientale
34
2015-2014
39
12
(5)
Numero
2015
Azioni legali pendenti con i dipendenti
12
13
13
2014
128
2015-2014
113
15
Il valore 2014 è variato per un aggiornamento avvenuto nel corso del 2015.
Tale dato include tutte le controversie di lavoro comprese quelle promosse da dipendenti di appaltatori.
143
2015
Numero
2015
Azioni legali pendenti ambito
2014
10
Regolatorio e Antitrust
2015-2014
22
(12)
Numero
2015
Contenziosi seriali / Class Actions, per
2014
2015-2014
80
78
2
77
74
3
America Latina
3
4
(1)
Nord America
-
-
-
Africa Sub-Sahriana e Asia
-
-
-
area geografica
Europa
Capitale produttivo
Numero
2015
Fornitori qualificati
14
2014
3.461
2015-2014
3.627
(166)
Numero
2015
Fornitori con cui è stato stipulato un
2014
7.450
nuovo contratto nell’anno
2015-2014
7.595
(145)
In materia di scelte di approvvigionamento, Enel Green Power ha predisposto un piano di Green
Procurement che stabilisce specifici requisiti ambientali per alcune categorie merceologiche, prevedendo
l’acquisto di prodotti e servizi più attenti all’ambiente rispetto ad altri utilizzabili allo stesso scopo. Nel
2015, in Italia, la percentuale di spesa su fornitori “green” ammonta al 35,2%.
tempo, l’acquisto di materie e servizi è aumentato (371,1 milioni di euro)
Milioni di euro
2015
Acquisti combustibili
2014
2015-2014
24,3
31,9
(7,6)
Gas
0,0142
0,0004
0,0138
Olio
1,6
1,7
(0,1)
Biomasse
10,9
30,2
(19,3)
Servizi
11,8
0,0
11,8
14
Enel Green Power, facendo parte del Gruppo Enel, si avvale del sistema di qualificazione di Enel S.p.A.
144
Gli acquisti di combustibili registrano una diminuzione di 7,6 milioni di euro rispetto al 2014. Allo stesso
Milioni di euro
2015
Acquisti materiali e servizi
2014
2015-2014
2.869,4
2.498,3
371,1
714
887
(173)
655,9
728,4
(72,5)
1.499,5
882,9
616,6
Forniture
Lavori
Servizi
La spesa di Enel Green Power si concentra sui fornitori locali: essi rappresentano l’85,7% della spesa,
dato in aumento dell’1% rispetto al 2014. Nel 2015 si registra anche una predominanza dei fornitori
locali 15 con valore contrattualizzato maggiore di 1 milione di euro: 210 fornitori locali contro i 36 esteri.
Percentuale
2015
2014
2015-2014
Concentrazione di spesa su fornitori locali
85,7
84,7
1
Concentrazione di spesa su fornitori esteri
14,3
15,3
(1)
Milioni di euro
2015
2014
2015-2014
Spesa vs fornitori locali con contr. >1 mil. Euro
2.183,3
1.862,5
320,8
Spesa vs fornitori esteri con contr. >1 mil. Euro
364,4
336,2
28,2
In un’ottica di sostenibilità ambientale volta alla riduzione dell’uso di carta, il Gruppo promuove con i suoi
fornitori processi digitali per la qualificazione/registrazione, gestione delle gare e l’emissione dei contratti.
Percentuale
2015
Gare online
16
2014
13,4
2015-2014
13,3
0,1
Percentuale
Acquisto online sul totale degli acquisti
2014
13,3
2015-2014
12,1
1,2
Percentuale
2015
Volumi acquistati senza procedura di gara
2014
24,5
2015-2014
31,6
(7,1)
Percentuale
2015
Acquisti concentrati sui primi 15 fornitori
15
2014
51,7
2015-2014
58,4
(6,7)
Per "fornitori locali" si intendono i fornitori con sede legale nel Paese in cui è stato emesso il contratto di fornitura.
Per gare online si intende il numero di gare online sul numero totale di gare aggiudicate. Considerando il solo
perimetro Italia, il dato sale al 96%.
17
Per acquisto on line si intende il valore delle gare on line sul valore totale delle gare aggiudicate;considerando solo
perimetro Italia il dato sale a 96%.
145
16
2015
17
Nel corso del 2015 si è verificato un significativo incremento del personale esterno che ha operato negli
impianti Enel Green Power (+63,5%) e del numero di giorni complessivamente impiegati dagli appaltatori
nelle attività di costruzione, esercizio e manutenzione (+63,5%).
Tale aumento è dovuto sia ad un incremento del numero dei siti in costruzione nel 2015 rispetto al 2014,
che ad un aumento degli impianti in esercizio.
FTE
2015
2014
Organico di ditte appaltatrici
11.336
2015-2014
6.932
4.404
Numero
2015
Giorni lavorati da dipendenti di appaltatori
2014
2015-2014
2.975.729
1.819.621
1.156.108
2.391.014
1.324.106
1.066.908
in attività di “operations”
175.415
148.655
26.760
in attività di manutenzione
409.300
346.860
62.440
e subappaltatori
in attività di costruzione
Nel 2015 Enel Green Power, ha mantenuto costante il proprio impegno integrato nella gestione delle
tematiche in materia di salute, sicurezza, ambiente e qualità. Tale approccio continua ad essere
confermato dal possesso delle certificazioni UNI EN ISO 14001 e OHSAS 18001 che hanno entrambe un
grado di copertura pari al 98% del perimetro di Gruppo, in lieve diminuzione rispetto al 2014 in seguito
all’inclusione nel perimetro di nuovi Paesi, per i quali il processo di certificazione risulta essere ancora in
corso.
Nel 2015 è stata portata avanti l’estensione della certificazione ISO 9001 a nuovi Paesi all’interno del
perimetro di Gruppo e sono state certificate in Qualità le Funzioni di Staff Centrale, Spagna, Grecia,
Panama, Messico, Guatemala, Romania, Cile, Costa Rica e Sud Africa (limitatamente al perimetro di
E&C). I prossimi passi vedono l’estensione della certificazione Qualità a tutti gli altri Paesi Enel Green
Power a partire da Italia, Colombia, Perù, Brasile, Uruguay.
riferimento al solo perimetro geotermico italiano, il grado di copertura risulta lievemente diminuito
rispetto 2014, alla luce dell’aumentato della potenza installata globale nonostante un perimetro rimasto
invariato.
Percentuale
2015
Grado di copertura ISO 14001
2014
98
2015-2014
100
(2)
Percentuale
2015
Copertura Certificazione OHSAS 18001
2014
98
2015-2014
100
(2)
146
Infine, per quanto riguarda la certificazione EMAS (Eco management and Audit Scheme), che fa
Percentuale
2015
Grado di copertura registrazione EMAS
2014
18
2015-2014
7
8
(1)
L’impegno del Gruppo Enel Green Power nella tutela della salute e della sicurezza dei suoi dipendenti e
dei dipendenti delle ditte appaltatrici si è riflesso, nel 2015, in un incremento dell’11% degli
investimenti 19 per la sicurezza, passando dai circa 59,1 milioni di euro del 2014 ai circa 65,6 milioni di
euro. L’investimento medio per la sicurezza per dipendente è pari a circa 17 mila euro (+4% rispetto al
2014).
Gli investimenti comprendono attività di formazione e informazione, comunicazione, sorveglianza
sanitaria, acquisto e gestione dei Dispositivi di Protezione Individuale, presídi medici, studi e ricerche.
Particolare rilievo è dato alla fomazione sulla salute e la sicurezza, che nel 2015 ha registrato quasi 61
mila ore di formazione complessive (+15,7% rispetto al 2014).
Milioni di euro
2015
Investimenti totali per la sicurezza
2014
65,6
2015-2014
59,1
6,5
Euro
2015
Investimenti per la sicurezza per dipendente
2014
17.096
2014-2013
16.436
660
Numero
2015
Ore di formazione su salute e sicurezza
erogate ai dipendenti
2014
60.459
2015-2014
52.237
8.222
2015
Appaltatori e subappaltatori che hanno
ricevuto formazione su salute e sicurezza 20
2014
100
2015-2014
100
-
Nel corso dell’anno non si sono verificati infortuni gravi o mortali al personale di Enel Green Power. Si è
verificato un aumento degli incidenti non gravi da 3 a 5, che può essere ricondotto ad un maggior
numero dei siti di costruzione e del numero degli impianti in attività.
Per quanto riguarda i dipendenti di ditte appaltatrici, si è registrato un aumento degli infortuni da 11 a
18, fra i quali si è registrato un incidente grave. In considerazione di tale incremento sono anche
aumentati i giorni di assenza per infortuni passando dai 48 del 2014 ai 62 del 2015.
Nonostante ciò, il tasso di assenza dal lavoro per infortuni (Lost Day Rate) dei dipendenti di ditte
appaltatrici è diminuito nel 2015, perché è stato registrato 1 incidente grave in meno rispetto al 2014.
18
Il dato fa riferimento al solo perimetro geotermico italiano.
Comprensivi di costi e investimenti
20
Si fa riferimento a corsi di formazione organizzati dagli appaltatori stessi ai propri dipendenti
19
147
Percentuale
Numero
2015
2014
2015-2014
Infortuni sul lavoro a dipendenti
5
3
2
di cui non gravi
5
3
2
21
-
-
-
di cui mortali
-
-
-
di cui gravi
Numero
2015
2014
2015-2014
Infortuni sul lavoro a dipendenti di ditte appaltatrici
18
11
7
di cui non gravi
17
9
8
di cui gravi
1
2
(1)
di cui mortali
-
-
-
Numero
2015
Infortuni sul lavoro a dipendenti e dipendenti di
2014
2015-2014
23
14
9
22
12
10
di cui gravi
1
2
(1)
di cui mortali
-
-
-
ditte appaltatrici
di cui non gravi
Indice
2015
2014
2015-2014
Dipendenti
0,14
0,09
0,05
Dipendenti di ditte appaltatrici
0,15
0,15
-
Dipendenti e dipendenti di ditte appaltatrici
0,15
0,13
0,02
2015
2014
2015-2014
Dipendenti
2,15
1,40
0,75
Dipendenti di ditte appaltatrici
1,83
4,05
(2,22)
Dipendenti e dipendenti di ditte appaltatrici
1,91
3,18
(1,27)
2015
2014
2015-2014
79
48
31
Tasso di frequenza di infortuni
22
(Lost-Time
Indice
Tasso di assenza per infortuni (Lost Day Rate, LDR)
23
Numero
Giorni di assenza per infortuni dei dipendenti
21
Per “infortuni gravi” si intendono gli infortuni che determinano una prima prognosi maggiore di 30 giorni di calendario
di inabilità al lavoro.
22
[(n° Infortuni / ore lavorate) x 200.000 ]
23
[(n° giorni persi per infortunio / ore lavorate) * 200.000 ]
148
Injuries Frequency Rate, LTIFR)
Nel 2015 gli investimenti 24 in innovazione per il miglioramento delle performance delle tecnologie già in
uso, per l’implementazione di nuove tecnologie e per l’integrazione degli impianti ad energia rinnovabile
in contesti urbani, sono stati circa 12,06 milioni di euro. La riduzione degli investimenti, di 4,8 milioni di
euro rispetto al 2014, è principalmente imputabile ad una normale ciclicità degli investimenti che ha
riguardato soprattutto la tecnologia geotermica. Gli investimenti in altre tecnologie sono infatti rimasti
sostanzialmente in linea rispetto al 2014.
In particolare, per quanto riguarda la tecnologia geotermica, nel 2014 è terminata la costruzione degli
impianti Cornia e Stillwater, mentre nel 2015 si è svolta la fase preparatoria del progetto “Descramble”,
che vedrà il suo riflesso economico in bilancio principalmente nel biennio 2016-2017.
La diminuzione della spesa per il fotovoltaico (-1,9 milioni di euro) è dovuta invece principalmente alla
conclusione del Progetto “Archetype” ed al contestuale avvio nel 2015 di alcuni progetti i cui effetti
economici si registreranno nel 2016 (ad esempio il Progetto la “Silla”).
L'incremento della spesa per Marine è dovuto principalmente all'installazione e al testing delle prime
macchine marine, iniziato nel 2015, che proseguirà nel 2016.
Infine, per quanto riguarda lo Storage, l’aumento della spesa di 4,1 milioni di euro è principalmente
dovuto al completamento nel 2015 dei primi due impianti di storage on-grid.
Milioni di euro
Investimenti in innovazione, per
2014
2015-2014
12,06
16,9
(4,8)
Idroelettrico
-
-
-
Geotermico
1
7,7
(6,7)
0,79
0,6
0,19
-
0,01
(0,01)
Fotovoltaico
1,38
3,3
(1,92)
Marine
0,37
0,1
0,27
Storage
7,05
3
4,05
Altri costi
1,46
2,2
(0,74)
tecnologia
Eolico
Biomasse e parte biodegradabile dei rifiuti
Numero
2015
Personale di Innovazione
2014
40
2015-2014
11
29
Numero
2015
Numero di progetti lanciati e gestiti dalla
Funzione Innovazione
Di cui avviati nel corso dell’anno
2014
2015-2014
39
36
3
28
7
21
La Funzione Innovazione è stata oggetto, nel corso del 2015, di una significativa riorganizzazione che ha
determinato un aumento nel numero di personale impiegato al suo interno. La Funzione è stata
organizzata in tre principali Innovative Business Opportunities, un’unità di Partnership e Startup, e
un’unità trasversale di Open Innovation, Planning and Reporting.
24
Comprensivi di costi e investimenti
149
2015
Il forte incremento dei progetti lanciati nel corso dell'anno è da ricollegarsi in parte proprio alla nuova
struttura organizzativa, che ha migliorato l'efficienza operativa della Funzione stessa.
Numero
2015
Numero di partnership di innovazione
sottoscritte
Di cui avviate nel corso dell’anno
2014
2015-2014
19
14
5
8
8
-
Numero
2015
Numero di progetti analizzati da
2014
2015-2014
481
111
370
Idroelettrico e Marine
40
26
14
Geotermico
40
2
38
Eolico
76
16
60
6
4
2
172
28
144
147
35
112
Scouting&Selection, per tecnologia
Fotovoltaico
Altre tecnologie
25
Il sensibile incremento dell'attività di scouting va attribuito alla nuova organizzazione ed al nuovo
processo di scouting basato sul "funnel". Tale processo, coerentemente con l'approccio di Open
Innovation del Gruppo Enel, ha beneficiato del successo della piattaforma di crowdsourcing e del lancio
dell'innovation competition, oltre che dello scouting di un considerevole numero di startup.
Capitale umano
Le persone del Gruppo Enel Green Power a fine 2015 sono 4.309, il 19,4% in più rispetto al 2014. Tale
incremento è principalmente riconducibile alla riorganizzazione delle diverse aree di business, che ha
visto, tra l’altro, la creazione dell’Area Africa Sub-Saharina e Asia ed un aumento dell’organico nell’area
Europa e Nord Africa 26 (+16%) e in quella dell’America Latina (+19,4%).
Numero
2015
Organico per area geografica
27
2014
2015-2014
4.309
3.609
700
2.779
2.392
387
America Latina
1.045
875
170
Nord America
365
342
23
120
-
120
25
Incluso lo Storage.
La variazione in Europa è dovuta all’ingresso di nuove società nel perimetro del Gruppo.
27
A far data dal 22 ottobre 2015 il Gruppo ha adottato la seguente struttura organizzativa:
- Europa e Nord Africa, che comprende il Nord Africa e le country precedentemente incluse nell’Area Europa
- America Latina
- Nord America
- Africa Sub-Sahariana e Asia che include India e Sud Africa, precedentemente incluse nell’area Europa
26
150
Quasi il 100% dei dipendenti possiede un contratto a tempo indeterminato.
Percentuale
2015
2014
Organico per area geografica
2015-2014
100
100
-
65
66
(1)
America Latina
24
24
-
Nord America
8
10
(2)
3
-
3
Dal punto di vista della qualifica professionale sono aumentate principalmente le figure di impiegati
(+26%) e operai (+13%).
Consistenza
iniziale
Assunzioni Cessazioni
al
Variazioni
Trasferimenti
del
Gruppo Enel
Consistenza
finale
al
perimetro
31.12.2014
Altri
trasferimenti
31.12.2015
124
(67)
89
305
America Latina
875
289
(119)
-
-
1.045
Nord America
342
85
(62)
-
-
365
-
59
(4)
-
35
120 29
3.609
557
(252)
89
340
4.309
Totale
(34)
2.779 28
2.392
Percentuale
2015
Tasso di turnover
2014
30
5,8
2015-2014
13,5
(7,7)
Numero
2015
2014
Dipendenti in mobilità internazionale
2015-2014
73
71
2
Migliaia
Ore totali di formazione
2014
161
2015-2014
153,1
7,9
Numero
201
2015
Ore totali di formazione per dipendente
2015-
4
39
2014
42,6
(3,6)
2014
2015-2014
Milioni di Euro
2015
Investimenti in formazione
28
29
30
3,6
3,3
0,3
Il dato è al netto dell’organico impiegato in Sud Africa, passato nell’area Africa Sub-Sahariana e Asia.
Il dato include l’organico del Sud Africa, precedentemente incluso nell’area Europa.
Tasso di turnover=(totale cessazioni / totale dipendenti)
151
2015
Le donne rappresentano il 20% del personale del Gruppo Enel Green Power. In particolare le donne con la
qualifica di Dirigente o Quadro costituiscono il 23,5% della rispettiva categoria professionale.
Numero
2015
Organico per genere
2014
2015-2014
4.309
3.609
700
Uomini
3.438
2.904
534
Donne
871
705
166
Percentuale
2015
Organico per genere
2014
2015-2014
100
100
-
Uomini
80
80,5
(0,5)
Donne
20
19,5
0,5
Percentuale
2015
Incidenza delle donne Dirigenti e Quadri
2014
23,5
rispetto al totale Dirigenti e Quadri
2015-2014
24,4
(0,9)
Anni
2015
Età media
2014
39,7
2015-2014
40
(0,3)
Numero
2015
Organico per fasce d'età:
2014
2015-2014
4.309
3.609
700
736
668
68
da 30 a 50
2.569
2.036
533
Sup. a 50
1.004
905
99
Inf. a 30
2015
Organico per fasce d'età:
2014
2015-2014
100
100
-
Inf. a 30
17
19
(2)
da 30 a 50
60
56
4
Sup. a 50
23
25
(2)
Capitale naturale
Il totale di rifiuti prodotti nel 2015 è risultato essere sostanzialmente in linea con l’anno precedente. In
particolare, nel 2015 è stata registrata una diminuzione dei rifiuti non pericolosi controbilanciata da un
aumento sensibile di quelli pericolosi.
Tale fenomeno è principalmente imputabile all’attività di pulizia delle vasche delle torri di raffreddamento,
che ha portato allo smaltimento dei relativi fanghi classificati come rifiuti pericolosi.
152
Percentuale
Tonnellate
2015
Totale rifiuti prodotti
2014
2015-2014
85.603
84.200,6
1.402,4
30.205,3
12.282,6
17.922,8
25.563,5
10.984,5
14.579,0
4.641,8
1.298,1
3.343,7
55.397,7
71.918 31
(16.520,3)
recuperati
42.016,6
58.467,5
(16.450,9)
smaltiti
13.381,0
13.450,5
(69,5)
Rifiuti pericolosi
di cui:
recuperati
smaltiti
Rifiuti non pericolosi
di cui:
Percentuale
2015
2014
Rifiuti recuperati
79
2015-2014
82
(3)
Tonnellate
2015
Rifiuti prodotti durante l’attività di costruzione
2014
2015-2014
140.711
41.944
98.767
Rifiuti pericolosi
89.289
32.975
56.314
Rifiuti non pericolosi
51.422
8.969
42.453
Le emissioni di CO2 evitate sono un indicatore dei benefici ambientali ottenuti grazie alla generazione di
energia elettrica da fonti rinnovabili. Nel 2015 le emissioni evitate sono state pari a 22,4 milioni di
tonnellate, con un aumento di ben il 7% rispetto al 2014.
Migliaia di tonnellate
2015-2014
22.396
20.912
1.484
Idroelettrico
6.528,6
6.944,9
(416,3)
Geotermico
3.442,7
3.308,2
134,5
11.775,8
10.292
1.483,8
141,8
82,6
59,2
Fotovoltaico
507,1
284,3
222,8
Eolico
Le emissioni di gas serra generate da alcune attività del Gruppo che prevedono l’utilizzo di energia
elettrica (diretta e indiretta) sono rimaste sostanzialmente in linea con il valore 2014.
31
Il totale dei rifiuti non pericolosi è stato corretto rispetto a quanto riportato nella Relazione Finanziaria 2014 (t 72.010,5). Di
conseguenza, il totale dei rifiuti prodotti nel 2014 è si è ridotto di 92,5 tonnellate.
32
I valori 2014 sono stati ricalcolati secondo la metodologia di calcolo adottata per i valori 2015. Per maggiori approfondimenti si
rimanda al paragrafo “Definizione di alcuni indicatori di sostenibilità”.
153
2014 32
2015
Tonnellate
Emissioni nette di gas serra
2015
2014
917
1.021
2015
2014
0,03
8,80
20152014
(104)
g/kWh eq. netto
Emissioni specifiche di gas serra
20152014
(8,77)
Tonnellate
2015
Emissioni nette di NOx
2014
524
2015-2014
488
36
g/kWh eq. Netto
2015
Emissioni specifiche nette di NOx
0,09
2014
4,21
2015-2014
(4,12)
Tonnellate
2015
Emissioni di SO2
2014
1,2
2015-2014
1,1
0,1
g/kWh eq. netto
2015
Emissioni specifiche nette di SO2
0,01
2014
2015-2014
0,01
-
Tonnellate
Emissioni nette di polveri
2014
0,9
2015-2014
0,8
0,1
Le emissioni di Idrogeno Solforato (H2S), tipiche della produzione geotermica, sono invece risultate in
diminuzione del 24% rispetto al 2014 per effetto della diffusione presso tutti gli impianti geotermici del
sistema di abbattimento “AMIS” (Abbattimento Mercurio e Idrogeno Solforato), brevettato da Enel Green
Power.
Tonnellate
2015
Emissioni di H2S
5.606
2014
7.366
2015-2014
(1.760)
g/kWh
2015
Emissioni specifiche nette di H2S
0,90
2014
1,20
2015-2014
(0,30)
Tonnellate di CO2 equivalente
2015
Emissioni di SF6
4.173
2014
1.205
2015-2014
2.968
154
2015
Tonnellate di CO2 equivalente
2015
Emissioni specifiche di SF6
2014
0,12
2015-2014
0,06
0,06
I prelievi di acqua per i processi produttivi ammontano nel 2015 a circa 39 mila metri cubi. Tali prelievi
hanno principalmente riguardato la produzione di energia elettrica da biomasse.
Migliaia di metri cubi
2015
Prelievi d’acqua
acque di superficie (acqua piovana)
acque sotterranee (da pozzo)
acque da acquedotto
2014
2015-2014
38,9
37,9
1
0,4
-
0,4
37
36,3
0,7
1,5
1,6
(0,1)
Migliaia di metri cubi
2015
Prelievi d’acqua per tecnologia
2014
38,9
37,9
1
-
-
-
1,8
2,9
(1,1)
0
-
-
37,1
35
2,1
-
-
-
Idroelettrico
Geotermica
Eolico
Biomasse
2015-2014
Fotovoltaico
Metri cubi/KWh
Prelievi d’acqua specifici per tecnologia
2014
0,184
0,301
(0,117)
-
-
-
0,0003
0,0010
(0,0007)
-
-
-
0,1837
0,3000
(0,1163)
-
-
-
Idroelettrico
Geotermica
Eolico
Biomasse
2015-2014
Fotovoltaico
Oltre all'impegno nella attività di prevenzione, con investimenti nella manutenzione degli impianti e nella
formazione e addestramento del personale, Enel Green Power ha messo in campo azioni volte a
migliorare la capacità di risposta e gestione delle emergenze da sversamenti accidentali di
olio/combustibili derivanti da attività sia di costruzione che di esercizio. Grazie a questi interventi, anche
nel 2015 è continuato il trend di riduzione degli sversamenti significativi, che registrano un calo del 19%,
rispetto al 2014.
Numero
2015
Sversamenti significativi
2014
2015-2014
17
21
(4)
-
-
-
Inquinamenti potenziali
155
2015
MWh
2015
Consumi diretti di energia elettrica
33
2014
3.450
2015-2014
3.696
(246)
TJ
2015
Consumi indiretti di energia elettrica per uso civile
2014
1.258
2015-2014
1.302
(44)
Nel 2015 sono stati numerosi i progetti per la tutela della biodiversità e delle area in cui sono presenti gli
impianti del Gruppo.
Numero
2015
2014
2015-2014
avviati
30
3
27
terminati
32
8
24
in corso
56
34
22
36
25
11
di cui in aree protette
33
Il dato fa riferimento solo alle attività di Operation & Maintenance (O&M)
156
Progetti per la tutela della biodiversità:
Risultati economici e patrimoniali per area di attività
Si segnala che, a far data dal 22 ottobre 2015, il Gruppo Enel Green Power ha adottato la seguente
nuova struttura organizzativa:
>
Europa e Nord Africa, che comprende il Nord Africa, oltre alle country precedentemente incluse
nell’Area Europa;
>
America Latina;
>
Nord America;
>
Africa Sub-Sahariana e Asia che include India e Sud Africa, precedentemente incluse nell’area
Europa.
I criteri per identificare i settori di attività attraverso i quali il Gruppo opera sono stati ispirati, tra l’altro,
alle modalità attraverso le quali il più alto livello decisionale operativo rivede periodicamente i risultati del
Gruppo ai fini dell’adozione di decisioni in merito alle risorse da allocare al settore e ai fini della
valutazione dei risultati stessi.
In particolare, nelle tabelle che seguono sono stati identificati i settori operativi nei quali il Gruppo opera
sia in Italia sia all’estero e gli indicatori utilizzati dal management del Gruppo nell’ambito dei relativi
processi di analisi dei risultati dei settori per l’esercizio 2015 e per l’esercizio 2014 riesposto in base alla
nuova struttura organizzativa come previsto dall’IFRS 8.
Per ciascuno dei settori sopra indicati, nella presente sezione sono riportate le informazioni previste dalla
Raccomandazione CONSOB del 18 Luglio 2013 n.0061493 destinata agli operatori del settore delle
157
energie rinnovabili.
Risultati per area di attività
2015
Milioni di euro
Ricavi verso Terzi, incluso effetto gestione
contratti su commodity valutati al fair
value
Continuing operations
Africa
Europa
Sube Nord America
Nord Sahariana Elisioni e
Africa
Latina America
e Asia rettifiche Totale
Discontinued
operations
Retail TOTALE
1.790
650
532
14
-
2.986
-
2.986
Ricavi intersettoriali
Ricavi totali, incluso effetto gestione
contratti su commodity valutati al
fair value
72
-
-
-
(72)
-
-
-
1.862
650
532
14
(72)
2.986
-
2.986
1.105
364
352
5
-
1.826
-
1.826
740
115
184
2
-
1.041
-
1.041
Utile operativo
365
249
168
3
-
785
-
785
Investimenti
316
1.548
290
312
-
2.466
-
2.466
2014
Ricavi verso Terzi, incluso effetto
gestione contratti su commodity
Ricavi totali, incluso effetto
gestione contratti su
commodity valutati al fair
value
Europa e
Nord
Africa
Discontinued
operations
Africa
SubAmerica
Latina America
e Asia rettifiche
Totale
Retail
TOTALE
2.061
538
394
3
-
2.996
-
2.996
65
-
-
-
(65)
-
-
-
2.126
538
394
3
(65)
2.996
-
2.996
1.938
1.465
202
276
(1)
-
1.942
(4)
734
60
127
-
-
921
-
921
Utile operativo
731
142
149
(1)
-
1.021
(4)
1.017
Investimenti
371
926
308
24
1.629
-
1.629
Variazione
Milioni di euro
value
fair value
Utile operativo
Investimenti
Africa
Europa
Sube Nord America
Africa
Latina America
Discontinued
operations
Retail TOTALE
(271)
112
138
11
-
(10)
-
(10)
7
-
-
-
(7)
-
-
-
(264)
112
138
11
(7)
(10)
-
(10)
(360)
162
76
6
-
(116)
4
(112)
6
55
57
2
-
120
-
120
(366)
107
19
4
-
(236)
4
(232)
(55)
622
(18)
288
-
837
-
837
158
Milioni di euro
Dati operativi
Capacità installata netta e produzione netta di energia
al
31.12.2015 al 31.12.2014
2015-2014
Idroelettrica
Geotermica
1.577
1.575
2
al
31.12.2015 al 31.12.2014
2015-2014
303
302
1
761
761
-
34
34
-
Eolica
3.076
3.201
(125)
147
159
(12)
Solare
163
259
(96)
52
82
(30)
Biomassa
38
39
(1)
6
5
1
5.615
5.835
(220)
542
582
(40)
- Italia
3.026
3.115
(89)
380
407
(27)
- Iberia
Totale
di cui:
1.704
1.836
(132)
97
110
(13)
- Romania
534
534
-
13
13
-
- Grecia
308
308
-
50
50
-
43
42
1
2
2
-
- Bulgaria
La capacità installata netta registra un decremento di 220 MW rispetto al 2014 sostanzialmente
riconducibile alla cessione della capacità eolica in Portogallo (126 MW) e per effetto del deconsolidamento
di una parte della capacità solare (102 MW) a seguito del conferimento nella nuova Joint Venture Italiana
denominata Ultor.
Produzione netta di energia (GWh)
2015
2014
2015-2014
2015
2014
Idroelettrica
6.073
7.352
(1.279)
1.575
1.574
1
Geotermica
5.809
5.547
262
761
730
31
Eolica
7.010
7.349
(339)
3.323
3.377
(54)
Solare
334
298
36
259
242
17
Biomassa
202
116
86
40
24
16
19.428
20.662
(1.234)
5.958
5.947
11
Totale
2015-2014
- Italia
13.052
14.108
(1.056)
3.126
3.084
42
- Iberia
4.384
4.359
25
1.957
1.821
136
- Romania
1.330
1.268
62
534
534
-
572
497
75
299
290
9
-
347
(347)
-
176
(176)
90
83
7
42
42
-
- Grecia
- Francia
- Bulgaria
La produzione di energia del 2015 ha registrato un decremento di 1.234 GWh rispetto al 2014 (20.662
GWh), sostanzialmente per effetto della minore disponibilità della risorsa idroelettrica in Italia (1.223 GW)
nonché per la cessione della capacità eolica in Francia (347 GWh). Tali effetti sono stati parzialmente
compensati dall’aumento della produzione geotermica (262 GWh) in Italia e solare (40 GWh) in Grecia e
in Romania, e da biomassa in Spagna (74 GWh) e della produzione eolica in Romania (51 GWh), Grecia
(64 GWh) e Bulgaria (7 GWh) per effetto della maggiore disponibilità della risorsa.
159
di cui:
Impianti non ancora operativi
al
31.12.2015
Idroelettrica
MW
al
31.12.2014
Numero di impianti
al
al
2015-2014 31.12.2015
31.12.2014
20152014
11
-
11
13
-
13
8
20
(12)
1
2
(1)
Biomassa
15
21
(6)
2
5
(3)
Totale
34
41
(7)
16
7
9
- Italia
34
41
(7)
16
7
9
Eolica
I principali impianti in costruzione in Italia riguardano i settori biomassa, eolico e idroelettrico
(principalmente il progetto di biomassa Finale Emilia per 15 MW e il progetto eolico Barile Venosa da 8
MW).
al
31.12.2015
MW
al
31.12.2014
Idroelettrica
Numero di impianti
al
al
2015-2014 31.12.2015
31.12.2014
20152014
8
(8)
12
(12)
154
-
154
7
-
7
2
-
2
7
-
7
Totale
156
8
148
14
12
2
- Italia
2
8
(6)
7
12
(5)
154
-
154
7
-
7
Eolica
Biomassa
- Grecia
I principali impianti autorizzati in Italia si riferiscono a progetti di biomassa. In Europa il principale
impianto autorizzato è presente in Grecia nel settore eolico (Kafireas 154 MW).
Risultati economici e patrimoniali
Ricavi verso Terzi, incluso effetto gestione contratti su commodity valutati
al fair value
2015
2014
2015 - 2014
1.790
2.061
(271)
72
65
7
1.862
2.126
(264)
1.105
1.465
(360)
(366)
Utile operativo
Dipendenti a fine periodo (n.)
365
731
2.779
2.362
417
316
371
(55)
Risultati economici del 2015
I “Ricavi verso terzi, incluso effetto gestione rischio commodity”, pari a 1.790 milioni di euro, evidenziano
un decremento di 271 milioni di euro rispetto al 2014 (2.061 milioni di euro) dovuto alla riduzione dei
ricavi connessi alla vendita di energia (162 milioni di euro), principalmente riconducibile all’Italia (169
milioni di euro) per effetto della minore produzione idroelettrica, e alla contrazione degli altri ricavi (109
milioni di euro) a causa dei minori proventi per cessioni di partecipazioni.
Gli altri ricavi del 2015 (209 milioni di euro) si riferiscono principalmente agli effetti conseguenti
all’acquisizione del controllo di 3Sun (pari a 117 milioni di euro) oltre all’iscrizione del relativo indennizzo
160
Milioni di euro
previsto dall’accordo con STM (pari a 12 milioni di euro), alla plusvalenza relativa alla vendita del
Portogallo (inclusiva degli effetti del consolidamento di ENEOP) (29 milioni di euro). Si evidenzia che gli
altri ricavi del 2014 (318 milioni di euro) si riferiscono principalmente agli effetti derivanti dalla cessione
di alcune partecipazioni (in La Geo per 123 milioni di euro ed in Enel Green Power France per 31 milioni di
Il “Margine operativo lordo”, pari a 1.105 milioni di euro, registra un decremento di 360 milioni di euro,
rispetto al 2014 (1.465 milioni di euro). La variazione riflette l’andamento dei ricavi sopra descritto, ed
accoglie i maggiori oneri per effetto della formalizzazione di alcuni accordi per l’uscita anticipata del
personale in Italia (48 milioni di euro), e l’incremento dei costi operativi principalmente per l’acquisizione
del controllo di 3Sun (29 milioni di euro).
L’”Utile operativo”, pari a 365 milioni di euro, evidenzia un decremento di 366 milioni di euro rispetto al
2014 per effetto del citato decremento del margine operativo e dell’aumento delle perdite di valore
registrate nel corso dell’esercizio.
In particolare, la variazione riflette la perdita di valore registrata sugli asset detenuti in Romania (155
milioni di euro), tenuto conto del perdurare delle incertezze nel quadro regolatorio e delle condizioni di
mercato del paese, e le svalutazioni di alcuni specifici asset di 3Sun (46 milioni di euro). Si evidenzia
inoltre che la voce perdite di valore del 2014 accoglieva gli effetti dell’impairment relativo ad Enel Green
Power Hellas per un ammontare pari a 181 milioni di euro.
Dipendenti a fine esercizio
2015
2014
2015-2014
2.779
2.362
417
Italia
423
2.395
1.972
Grecia
88
88
-
Romania
66
62
4
Bulgaria
7
7
-
215
201
14
Portogallo
-
27
(27)
Turchia
4
-
4
Olanda
4
5
(1)
Spagna
Nell’area Europa e Nord Africa si è verificato, nel 2015, un incremento netto complessivo di 417 unità
rispetto al 2014 (+17,7%), prevalentemente in Italia, parzialmente compensato dalla riduzione del
personale a seguito della cessione delle società portoghesi.
Investimenti
Gli “Investimenti” del 2015 ammontano a 316 milioni di euro (371 milioni di euro nel 2014), di cui 280
milioni di euro realizzati in Italia (312 milioni di euro nel 2014) e 36 milioni di euro nel Resto d’Europa
(59 milioni di euro nel 2014).
Gli investimenti realizzati in Italia si riferiscono principalmente ad impianti geotermici per 108 milioni di
euro (161 milioni di euro del 2014) e ad impianti idroelettrici per 82 milioni di euro (77 milioni di euro del
2014). Nel resto d’Europa, gli investimenti si riferiscono principalmente alla manutenzioni di impianti
eolici in Spagna ed in Grecia (18 milioni di euro).
161
Numero
Dati operativi della Capogruppo
2015
2014
2015-2014
2015
2014
2015-2014
1.514
1.512
2
279
279
-
Geotermica
761
761
-
34
34
-
Eolica
609
610
(1)
28
28
-
Solare
24
91
(67)
14
31
(17)
5
-
5
3
-
3
2.913
2.974
(61)
358
372
(14)
Idroelettrica
Biomassa
Totale
Il Parco impianti di Enel Green Power Spa è costituito da 358 impianti installati (372 impianti al 31
dicembre 2014), per un totale di 2.913 MW (2.974 MW al 31 dicembre 2014).
Il decremento della capacità installata rispetto all’esercizio precedente riflette il citato conferimento di
parte del parco fotovoltaico nella società Altomonte FV Srl oggetto di successivo conferimento nella joint
venture paritetica tra Enel Green Power Spa e F2i SGR, la realizzazione di due impianti biomassa (San
Nicola da Crissa 1 e 2), la realizzazione della parte a tecnologia biomassa sull’impianto geotermoelettrico
di Cornia 2 e alcuni rifacimenti sugli impianti idroelettrici.
Idroelettrico
Enel Green Power Spa, tra impianti direttamente gestiti e impianti in concessione, possiede in Italia 279
impianti idroelettrici per una potenza complessiva di 1.514 MW, con un rilevante impegno professionale
per la garanzia della sicurezza e della manutenzione delle opere civili e meccaniche che compongono
l’impianto.
Enel Green Power Spa al 31 dicembre 2015 dispone di 36 impianti idroelettrici in esercizio qualificati
"IAFR" dal GSE a seguito di interventi di nuova realizzazione, riattivazione, potenziamento e rifacimento
e, pertanto, ammessi al sistema di incentivazione dei certificati verdi (ai sensi del Dlgs 28/2011e
successive modifiche ed integrazioni) e 1 impianto qualificato per l’accesso alle nuove modalità
d’incentivazione della produzione di energia elettrica da impianti alimentati da fonti rinnovabili (“FER-E” di
Geotermico
Enel Green Power Spa gestisce 34 impianti geotermoelettrici in Val di Cecina e sull’Amiata (Toscana) per
una potenza complessiva di 761 MW, con circa 61 forniture di teleriscaldamento, calore geotermico per
28,6 ettari di serre e una produzione elettrica di oltre 5 miliardi di kWh annui, pari al consumo medio di
circa 2,5 milioni di famiglie italiane.
Sono 17 gli impianti in esercizio qualificati "IAFR" dal GSE a seguito di interventi di nuova realizzazione,
riattivazione, potenziamento e rifacimento e pertanto ammessi al sistema di incentivazione dei certificati
verdi ai sensi del Decreto legislativo 28/2011 e successive modifiche ed integrazioni e 3 gli impianti
qualificati per l’accesso alle nuove modalità di incentivazione della produzione di energia elettrica da
impianti alimentati da fonti rinnovabili (“FER-E” di cui al Decreto Ministeriale 6 luglio 2012).
Eolico
Enel Green Power Spa al 31 dicembre 2015 gestisce 28 centrali eoliche per una potenza complessiva di
609 MW.
Sono 23 gli impianti eolici in esercizio qualificati "IAFR" dal GSE e pertanto ammessi al sistema di
incentivazione dei certificati verdi di cui al Dlgs 28/2011 e successive modifiche ed integrazioni.
162
cui al Decreto Ministeriale 6 luglio 2012).
Solare
Enel Green Power Spa gestisce 14 impianti fotovoltaici, con una capacità installata complessiva di 24 MW.
La maggior parte degli impianti fotovoltaici sono ammessi al regime di tariffe incentivanti (“Conto
Energia”).
Produzione di energia (TWh)
2015
2014
2015-2014
2015
2014
Idroelettrica
5.973
7.197
(1.224)
1.513
1.512
1
Geotermica
5.808
5.548
260
761
730
31
Eolica
912
1.010
(98)
609
609
-
Solare
89
112
(23)
74
91
(17)
Biomassa
12
-
12
2
-
2
12.794
13.867
(1.073)
2.959
2.942
17
Totale
2015-2014
Complessivamente si registra un decremento della produzione del 7,7% per effetto principalmente della
minor produzione idroelettrica, eolica e solare, in diminuzione rispettivamente del 17%, 9,7% e del
20,4%, dovuta alla minor disponibilità delle risorse e dalla succitata operazione di conferimento di parte
del parco fotovoltaico in Altomonte FV Srl.
Con riferimento alla produzione geotermica si evidenzia un incremento del 4,7% dovuto principalmente al
contributo degli impianti installati nel corso del 2014.
MW
Tecnologia
Eolica
Biomassa
Idroelettrica
Geotermica
Totale
2015
2014
20152014
8
20
(12)
Numero di
Numero di impianti
MW
impianti
2015201520152015 2014
2014 2015 2014 2014 2015 2014 2014
1
2
(1)
-
-
-
-
-
-
-
6
(6)
1
3
(2)
2
-
2
7
-
7
11
-
11
13
3
10
-
7
(7)
-
12
(12)
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
19
26
(7)
15
8
7
2
7
(5)
7
12
(5)
Gli impianti in costruzione si riferiscono principalmente al progetto eolico Barile Venosa da 8 MW in
Investimenti della Capogruppo
Milioni di euro
2015
2014
2015-2014
Impianti di produzione:
- geotermici
112
164
(52)
- idroelettrici
81
79
2
- eolici
10
15
(5)
- biomasse
22
6
16
- solari
11
5
6
Altri investimenti operativi
Totale
15
10
5
251
279
(28)
Gli investimenti, comprensivi degli oneri finanziari capitalizzati pari a 13 milioni di euro nel 2015 (10
milioni di euro nel 2014), relativi agli impianti geotermici hanno riguardato principalmente la costruzione
della nuova Centrale Bagnore 4 entrata in esercizio a fine 2014 (38 MW), le attività relative al Progetto di
riassetto dell’area Piancastagnaio già avviate nel 2012, attraverso interventi sia di natura mineraria che
impiantistica, finalizzati al recupero della potenzialità produttiva delle centrali geotermiche presenti nella
163
Basilicata e ai rifacimenti di alcuni impianti idroelettrici.
suddetta area. Sono, inoltre, proseguite le attività relative al Progetto “Recupero Vapore” che prevede la
perforazione di nuovi pozzi geotermici e/o ripristino di pozzi esistenti finalizzate al recupero di vapore per
consentire la piena produttività delle centrali geotermiche esistenti, influenzate dal naturale declino del
campo geotermico.
Gli investimenti nel 2015 includono anche le attività di mantenimento degli impianti già in esercizio fra
cui, si segnala, l’installazione di nuovi impianti AMIS (Abbattimento Mercurio Idrogeno Solforato) e
l’acquisto di un nuovo impianto di perforazione.
Gli interventi relativi agli impianti idroelettrici hanno riguardato le attività di rinnovamento delle centrali
San Pietro d’Orzio, Tagliuno, Ceto, Braone (Lombardia), Castel Giubileo, San Savino e Vadocusano
(Lazio), Villa Potenza, Carassai e Città di Macerata (Marche), Bognanco e Alpignano (Piemonte), Arson,
Caerano, Priula, Spresiano e Castelviero (Veneto), Bolognano, Triano, Lama dei Peligni e Schioppo
(Abruzzo), Coscile I e Coscile II (Calabria), Ponte Annibale (Campania), Cassibile (Sicilia) ed il
mantenimento degli impianti già in esercizio.
Gli investimenti relativi agli impianti solari si riferiscono principalmente all’impianto Interporto Campano
(Campania).
Gli investimenti relativi agli impianti eolici si riferiscono principalmente al completamento di alcuni lavori
sull’impianto già operativi di Cutro in Calabria e al proseguimento delle attività di realizzazione
dell’impianto di Barile Venosa (Basilicata).
Gli investimenti relativi agli impianti biomassa si riferiscono principalmente al potenziamento della
centrale geotermica toscana Cornia 2 con biomasse e al completamento degli impianti di Mongiana e San
Nicola da Crissa in Calabria.
Complessivamente, nel 2015 a fronte degli investimenti in impianti di produzione si è registrato un
aumento di capacità produttiva pari a 7,0 MW (5,4 MW per impianti Biomasse e 1,6 MW per impianti
Idroelettrici).
Gli investimenti in impianti di produzione sono pari a 236 milioni di euro (269 milioni di euro nel 2014) e
sono esposti, distinti per finalità, nella tabella seguente:
Milioni di euro
2015
2014
2015-2014
72
61
11
131
128
3
Rinnovamento
(*)
Mantenimento
(**)
Nuovi impianti
Totale
33
80
(47)
236
269
(32)
(*) Si intende, per rinnovamento, la trasformazione di impianti esistenti.
(**) Si intende, per mantenimento, il miglioramento, l’ammodernamento e l’eventuale sviluppo di impianti esistenti, interventi legati a tematiche
di sicurezza, ambiente o altri obblighi di legge e prescrizioni di organi di vigilanza
Eventi di rilievo
A completamento degli eventi già riportati nei “Fatti di rilievo” si riportano alcuni ulteriori eventi
significativi per l’area Europa e Nord Africa.
Enel Green Power avvia i lavori per la costruzione di un nuovo parco eolico in Italia
20 febbraio – Enel Green Power ha avviato i lavori per la costruzione di un nuovo parco eolico, nei comuni
di Barile e Venosa, in Provincia di Potenza, in Basilicata. Con una capacità installata totale di 8 MW
l’impianto di Barile Venosa, una volta in esercizio, sarà in grado di generare fino a oltre 22 GWh all’anno,
equivalenti al fabbisogno di consumo di circa 1.800 famiglie italiane, evitando così l’emissione in
atmosfera di quasi 9 mila tonnellate di CO2 all’anno. Per la realizzazione degli impianti è richiesto un
investimento di oltre 11 milioni di euro. L’impianto godrà per la durata di 20 anni di una tariffa
incentivata che Enel Green Power si è aggiudicata attraverso la partecipazione all’asta dedicata del 2014.
164
Investimenti per finalità
Enel Green Power entra in Turchia con l’aggiudicazione di energia solare in una gara pubblica
7 maggio - Enel Green Power ha fatto il suo ingresso nel mercato delle rinnovabili in Turchia dopo essersi
aggiudicata, attraverso la società interamente controllata Vektor S.A, il diritto di concludere, con una
controllata dell’utility turca TEIAS, un contratto per la fornitura di energia per 23 MW con il progetto
fotovoltaico di Isparta. Enel Green Power si è aggiudicata tutti i 23 MW di capacità offerti da TEIAS in una
gara pubblica per la regione Isparta nel sud-ovest della Turchia. L’energia prodotta dal nuovo impianto di
Isparta sarà venduta ad una controllata dell’utility turca TEIAS come parte del regime di feed-in-tariff del
governo turco. Il parco di Isparta, che sarà completato ed entrerà in esercizio nel 2018, sarà in grado di
generare oltre 35 GWh all’anno, dando un importante contributo alla crescente domanda di energia del
Paese, in modo sostenibile per l’ambiente.
Enel Green Power e Tesla insieme per lo sviluppo delle batterie per impianti eolici e
fotovoltaici
12 maggio - Enel Green Power e Tesla hanno finalizzato un accordo per testare l’integrazione dei sistemi
stazionari di accumulo di energia Tesla negli impianti eolici e fotovoltaici di Enel Green Power. L’accordo
mira ad aumentare la produzione degli impianti di Enel Green Power e a fornire servizi avanzati per una
migliore integrazione delle energie rinnovabili con la rete. L’inizio della collaborazione tra le Società
prevede la selezione di un primo sito pilota per l’installazione di un sistema di accumulo di Tesla da 1,5
MW di potenza e 3MWh di capacità di stoccaggio. L’accordo rientra in un più ampio MoU esistente tra le
due Società che prevede l’integrazione di sistemi di energia Tesla nel business Enel e lo sviluppo della
mobilità elettrica, e si colloca inoltre nell’ambito del programma complessivo di sperimentazione di Enel
Green Power sui sistemi di storage stazionario, con progetti pilota in fase avanzata di implementazione
che coinvolgono altri importanti player mondiali del settore, quali Fiamm, General Electric, Samsung SDI
e Toshiba.
Entra in esercizio in Toscana il primo impianto al mondo che integra geotermia e biomassa
27 luglio – Enel Green Power ha collegato ed allacciato alla rete, presso la centrale geotermica “Cornia 2”
nel Comune di Castelnuovo Val di Cecina, in Toscana, il primo impianto al mondo che utilizza la biomassa
per surriscaldare il vapore geotermico con l’obiettivo di incrementare l’efficienza energetica e la
produzione elettrica del ciclo geotermico. All’impianto geotermico esistente è stata affiancata una piccola
centrale alimentata a biomasse vergini di “filiera corta”, di origine forestale prodotte in un raggio di 70
centrale è surriscaldato per passare da una temperatura iniziale compresa tra i 150 e i 160° a una di 370
– 380°, cosicché aumenta la potenza netta per la produzione di elettricità sia per la maggiore entalpia del
vapore, sia per il rendimento del ciclo legato alla minore umidità nella fase di produzione. L’investimento
di Enel Green Power è stato di oltre 15 milioni di euro. Si tratta di un’innovazione tecnologica di grande
valore perché è a impatto ambientale vicino allo zero, che integra un insediamento industriale già
esistente, mantiene la totale rinnovabilità della risorsa e del ciclo e anzi coniuga due fonti rinnovabili per
una produzione che apre nuovi scenari a livello internazionale.
La potenza di 5 MW incrementa la producibilità di oltre 30 GWh/anno e complessivamente, l’operazione
consente un risparmio ulteriore di CO2 che supera le 13.000 tonnellate annue. Molto importante anche la
ricaduta occupazionale che, tra gestione diretta e indiretta per il reperimento della risorsa nel processo di
filiera corta, conta dai 35 ai 40 addetti. Altri benefici derivano dall’uso efficiente dei sottoprodotti agricoli
e agroindustriali, dalla manutenzione ottimale del patrimonio forestale con conseguente prevenzione del
rischio idrogeologico, dallo sviluppo sostenibile delle colture energetiche e dalla significativa disponibilità
di calore di tipo coogenerativo.
165
km calcolato in linea d’aria dalla collocazione dell’impianto: grazie alla biomassa, il vapore in ingresso alla
Enel Green Power inaugura il primo impianto di storage per le rinnovabili in Italia
23 settembre – Enel Green Power ha inaugurato a Catania il primo impianto italiano di storage integrato
con le fonti rinnovabili. Il sistema di accumulo di taglia 1MW/2MWh è stato collegato all'impianto
fotovoltaico da 10 MWp di EGP, Catania 1. Lo storage, che è parte integrante di Catania1, permette di
aumentare la flessibilità di gestione e l’uniformità dei flussi energetici, riducendo l’intermittenza che
caratterizza spesso alcune rinnovabili non programmabili, e fornendo al contempo servizi ancillari alla
rete elettrica. L’impianto di accumulo di Catania utilizza la tecnologia Durathon “sodium-metal halide”
sviluppata da General Electric, con cui EGP ha siglato un accordo di partenariato tecnologico che prevede
attività sperimentali per aumentare l’integrazione degli impianti di generazione alimentati da rinnovabili
non programmabili. L’impianto di storage di Catania, in fase di sperimentazione da maggio 2015, ha
permesso di testare per la prima volta sul campo l’utilizzo della batteria per ridurre gli sbilanciamenti tra
previsione e reale produzione. Oltre all'impianto di Catania, è in fase avanzata di realizzazione Potenza
Pietragalla, un parco eolico da 18 MW equipaggiato con batterie Samsung agli ioni di Litio, da
2MW/2MWh. Si tratta del primo impianto eolico in Italia integrato con un sistema storage e connesso alla
rete di alta tensione. L’obiettivo di EGP è quello di trasferire il know-how acquisito in Italia anche ad altri
suoi impianti all’estero, declinandone le applicazioni secondo i contesti e le possibilità di business
specifiche. Sono allo studio possibili introduzioni di sistemi storage sia in Europa (Romania, Spagna) che
in America Latina (Cile, Messico, Perù) e Nord America, nonché in altre aree del mondo in cui EGP è già
presente o ha in corso attività di business development (Sud Africa, Kenya).
Accordo per in rinnovamento eolico sostenibile
3 novembre - E2i, Enel Green Power, ERG Renew, Falck Renewables, IVPC insieme a Legambiente e Anci
hanno firmato la “Carta per il rinnovamento eolico sostenibile”’. Obiettivo del documento è quello di
identificare regole operative, criteri applicativi, standard, procedure e “best practices” che permettano di
garantire efficacia e trasparenza nei progetti di rinnovamento del parco eolico esistente in Italia per
costruire un percorso di sostenibilità qualificante. Attraverso il rinnovamento e l’utilizzo di tecnologie
moderne è, infatti, oggi possibile ridurre il numero degli aerogeneratori e, senza diminuire la potenza
installata, produrre più energia “verde”, offrendo maggiore flessibilità tecnica a servizio della Rete
elettrica. La Carta è articolata su quattro principi cardine: la tutela e valorizzazione delle risorse naturali
in siti già operativi; l’utilizzo ottimale del territorio massimizzando l’uso delle opere infrastrutturali
esistenti; il contenimento e la mitigazione degli impatti ambientali in tutte le fasi del processo; la
166
continuità e la trasparenza nel rapporto con il territorio, le istituzioni e le comunità locali.
America Latina
Dati operativi
al
31.12.2015 al 31.12.2014
2015-2014
Idroelettrica
Eolica
Solare
al
31.12.2015 al 31.12.2014
2015-2014
732
732
-
33
33
-
1.237
830
407
24
17
7
198
136
62
10
4
6
2.167
1.698
469
67
54
13
- Panama
312
300
12
2
1
1
- Messico
499
297
202
9
7
2
- Guatemala
163
163
-
5
5
-
- Cile
606
507
99
11
8
3
- Brasile
506
376
130
37
30
7
- Uruguay
50
-
50
1
-
1
- Costa Rica
31
55
(24)
2
3
(1)
Totale
di cui:
La capacità installata netta registra una incremento pari a 469 MW rispetto al 2014 principalmente nel
settore eolico in Messico (202 MW), in Brasile (118 MW), in Cile (61 MW) e in Uruguay (50 MW) e nel
settore solare in Cile (38 MW), in Panama (12 MW) e in Brasile (12 MW).
2015
2014
Idroelettrica
3.504
Eolica
2.929
Solare
2015-2014
2015
2014
3.188
316
732
732
-
1.238
1.691
947
430
517
277
28
249
163
27
136
6.710
4.454
2.256
1.842
1.189
653
- Panama
1.661
1.125
536
307
300
7
- Messico
1.372
845
527
433
230
203
Totale
2015-2014
- Guatemala
579
719
(140)
164
164
-
- Cile
1.528
955
573
570
324
246
- Brasile
1.291
595
696
298
116
182
49
-
49
17
-
17
230
215
15
53
55
(2)
- Uruguay
- Costa Rica
La produzione di energia del 2015 presenta un incremento sostanzialmente riconducibile alla maggior
produzione eolica in Brasile (729 GWh), in Messico (553 GWh) e in Cile (367 GWh), principalmente per
effetto della maggiore capacità installata, e solare in Cile (233 GWh). La produzione da fonte idroelettrica
si incrementa prevalentemente per effetto della maggiore disponibilità della risorsa nella Repubblica di
Panama (527 GWh) ed in Costa Rica (21 GWh), parzialmente compensata dal decremento registrato in
Guatemala (141 GWh), in Brasile (39 GWh), in Cile (26 GWh) ed in Messico (26 GWh).
167
di cui:
Idroelettrica
Geotermica
MW
Numero di impianti
al
al
2015-2014 31.12.2015
31.12.2014
al
31.12.2015
al
31.12.2014
152
152
-
4
20152014
4
-
38
-
38
1
-
1
Eolica
453
403
50
5
7
(2)
Solare
572
31
541
5
3
2
Totale
1.215
586
629
15
14
1
- Cile
580
79
501
8
2
6
- Messico
229
202
27
2
2
-
- Costa Rica
50
50
-
1
1
-
356
193
163
4
7
(3)
- Panama
-
12
(12)
-
1
(1)
- Uruguay
-
50
(50)
-
1
(1)
- Brasile
al
31.12.2015
MW
al
31.12.2014
Numero di impianti
al
al
2015-2014 31.12.2015
31.12.2014
20152014
Eolica
352
52
300
2
2
-
Solare
595
347
248
9
5
4
Totale
947
399
548
11
7
4
-
360
(360)
-
4
(4)
905
39
866
5
3
2
42
-
42
6
-
6
- Cile
- Brasile
- Panama
I principali impianti in costruzione sono presenti in Brasile nel settore idroelettrico (Apiacas 102 MW) e
nel settore solare (Ituverava 254 MW), in Cile nei settori solare (Carrera Pinto 77 MW, Pampa Norte 79
MW, Finis Terrae 160 MW), eolico (Los Buenos Aires 24 MW, Renaico 88 MW e Sierra Gorda 112 MW),
geotermico (Cerro Pabellon 38 MW), in Costa Rica nel settore idroelettrico (Chucas 50 MW), in Messico
nel settore eolico (Vientos del Altiplano 100 MW e Palo Alto 129 MW).
Chapeu 172 MW) e solare (Horizonte MP 103 MW, Lapa 158 MW e Nova Olinda 292 MW), in Panama nel
settore solare (Sol Real 42 MW).
168
I principali impianti autorizzati sono presenti in Brasile nei settori eolico (Delfina 180 MW, Morro do
Milioni di euro
2015
2014
2015 - 2014
650
538
112
-
-
-
650
538
112
364
202
162
Utile operativo
249
142
107
1.045
875
170
1.548
926
622
al fair value
I “Ricavi verso terzi, incluso effetto gestione rischio commodity”, pari a 650 milioni di euro, sono in
incremento di 112 milioni di euro (tenuto conto dell’effetto cambi positivo per 67 milioni di euro) rispetto
al 2014, per effetto principalmente di un aumento dei ricavi connessi alla vendita di energia (101 milioni
di euro), principalmente in Cile (73 milioni di euro), in Messico (21 milioni di euro) e in Costa Rica (8
milioni di euro), in linea con l’incremento della produzione.
Il “Margine operativo lordo”, pari a 364 milioni di euro, registra un incremento di 162 milioni di euro
rispetto al 2014 (tenuto anche conto di un effetto cambi positivo di 44 milioni di euro), per effetto del
citato incremento dei ricavi e dal decremento dei costi operativi connessi all’acquisto di energia (pari a
119 milioni di euro) in Panama e Brasile, parzialmente compensati dall’incremento dei costi operativi
connessi alla maggiore capacità installata in Brasile, Cile e Messico (pari a 63 milioni di euro).
L’”Utile operativo”, pari a 249 milioni di euro, registra un incremento di 107 milioni di euro rispetto al
2014 (pari a 142 milioni di euro), per effetto del citato incremento del margine operativo lordo,
parzialmente compensato dall’incremento degli ammortamenti e impairment (pari a 55 milioni di euro)
Numero
2015
2014
2015-2014
1.045
875
170
Brasile
315
269
46
Cile
260
178
82
6
3
3
America Latina
Colombia
Perù
9
7
2
75
78
(3)
El Salvador
-
1
(1)
Guatemala
120
117
3
Messico
156
121
35
Uruguay
10
5
5
Panama
94
96
(2)
Costa Rica
169
legati sostazialmente alla maggiore capacità installata principalmente in Cile, Messico e Brasile.
L’Area America Latina ha visto un incremento complessivo nell’organico di 170 unità, pari al 19,4%. Tale
effetto è dovuto in particolare alla significativa crescita in Messico, Cile e Brasile, in linea con lo sviluppo
delle attività in tali Paesi.
Investimenti
Gli “Investimenti” del 2015 ammontano a 1.548 milioni di euro (926 milioni di euro nel 2014) e si
riferiscono principalmente alla realizzazione di impianti eolici in Messico per 285 milioni di euro (242
milioni di euro nel 2014), in Brasile per 271 milioni di euro (165 milioni di euro nel 2014), in Cile per 211
milioni di euro (165 milioni di euro nel 2014) ed in Uruguay 52 milioni di euro (28 milioni di euro nel
2014); di impianti solari in Cile per 344 milioni di euro (198 milioni di euro nel 2014), in Brasile per 46
milioni di euro (non presenti nel 2014) ed in Panama per 18 milioni di euro (2 milioni di euro nel 2014),
nonché di impianti idroelettrici in Costa Rica per 118 milioni di euro (48 milioni di euro nel 2014) ed in
Brasile per 102 milioni di euro (55 milioni di euro nel 2014), e di impianti geotermici in Cile per 84 milioni
di euro (1 milioni di euro nel 2014).
Eventi di rilievo
significativi per l’Area America Latina.
Enel Green Power avvia i lavori per la costruzione di due impianti fotovoltaici in Brasile
19 febbraio – Enel Green Power ha avviato i lavori per la costruzione di due nuovi impianti fotovoltaici
nella municipalità di Tacaratu, nello stato di Pernambuco, nel nordest del Brasile. Nella stessa area, Enel
Green Power possiede e gestisce Fontes dos Ventos, un impianto eolico da 80 MW, a cui, una volta
costruiti, saranno collegati entrambi gli impianti fotovoltaici.
Con una capacità installata totale di 11 MW Fontes Solar I e II costituiscono il più grande parco
fotovoltaico di Enel Green Power in Brasile e, una volta in esercizio, saranno in grado di generare fino a
oltre 17 GWh all’anno, equivalenti al fabbisogno di consumo di circa 90 mila famiglie brasiliane, evitando
così l’emissione in atmosfera di oltre 5 mila tonnellate di CO2 all’anno.
Per la realizzazione degli impianti è richiesto un investimento di circa 18 milioni di dollari USA.
A entrambi i progetti è associato un contratto d’acquisto ventennale dell’energia prodotta dagli
impianti (PPA), che sarà consegnata ai clienti finali dello stato di Pernambuco, in base alla gara che Enel
Entrata in esercizio dell’impianto eolico di Talinay Poniente
11 marzo – Enel Green Power ha completato e allacciato alla rete il parco eolico di Talinay Poniente
situato nella regione di Coquimbo in Cile.
Il nuovo parco eolico, composto da 32 turbine eoliche, per una capacità installata totale di 61 MW, è in
grado di generare fino a oltre 160 GWh all’anno, equivalenti al fabbisogno di consumo di circa 60 mila
famiglie cilene, evitando così l’emissione in atmosfera di oltre 130 mila tonnellate di CO2. La realizzazione
del parco eolico ha richiesto un investimento complessivo di circa 140 milioni di dollari statunitensi.
Al progetto sono associati contratti di vendita di energia per la fornitura di clienti regolati, in base alla
gara, realizzata per il SIC (Sistema Interconnesso Centrale) da 26 aziende distributrici, che Enel Green
Power si è aggiudicata a fine 2013.
170
Green Power si è aggiudicata nel dicembre 2013.
Enel Green Power avvia i lavori per la costruzione del nuovo impianto fotovoltaico di Pampa
Norte in Cile
4 maggio - Enel Green Power ha avviato i lavori per la costruzione del parco fotovoltaico di Pampa Norte,
situato nel comune di Taltal, nella regione di Antofagasta, in Cile.
Con una capacità installata totale di 79 MW, il nuovo parco sarà in grado di generare, una volta in
esercizio, più di 200 GWh all’anno, evitando così l’emissione in atmosfera di più di 100 mila tonnellate di
CO2 all’anno.
All’impianto sarà associato un contratto a lungo termine di vendita dell’energia prodotta (PPA) con
Empresa Nacional de Electricidad SA (Endesa Chile). L’energia generata dall’impianto sarà consegnata
alla rete di trasmissione della regione centrale cilena SIC (Sistema Interconectado Central).
Enel Green Power: entra in esercizio un nuovo impianto fotovoltaico in Cile
5 maggio - Enel Green Power ha completato e connesso alla rete l’impianto fotovoltaico di Lalackama II
nella regione di Antofagasta, in Cile.
Il nuovo impianto, con una capacità installata complessiva di 18 MW è in grado di generare circa 50 GWh
all’anno, evitando così l’emissione in atmosfera di circa 23 mila tonnellate di CO2 all’anno.
All’impianto è associato un contratto di vendita dell'energia prodotta per la fornitura a clienti privati.
L’energia generata da Lalackama II sarà consegnata alla rete di trasmissione della regione centrale cilena
SIC (Sistema Interconectado Central).
Enel Green Power entra in esercizio il primo impianto fotovoltaico a Panama
19 maggio - Enel Green Power ha completato e connesso alla rete l’impianto di Chiriquí, il primo parco
fotovoltaico della società a Panama. Chiriquí si trova a 400 km ad ovest di Panama City e a 90 km da
Fortuna, l’impianto idroelettrico di Enel Green Power.
Con una capacità installata complessiva di 12 MW, l’impianto è in grado di generare oltre 19 GWh
all’anno, equivalenti al fabbisogno di consumo annuale di più di 16 mila famiglie locali, evitando così
l’emissione in atmosfera di circa 15 mila tonnellate di CO2 all’anno. L'energia generata da Chiriquí sarà
acquistata dall’impianto idroelettrico di Fortuna e contribuirà alla sicurezza dell'approvvigionamento
energetico e dell'equilibrio dei prezzi del mercato elettrico di Panama, in particolare durante la stagione
arida.
Chiriquí è costituito da 39.640 moduli fotovoltaici distribuiti su una superficie di 23.000 ettari. La capacità
che nel 2014 ha generato circa 1,1 TWh.
Enel Green Power avvia i lavori per la costruzione di un nuovo impianto eolico in Cile
9 luglio – Enel Green Power ha avviato i lavori per la costruzione di un nuovo parco eolico, Los Buenos
Aires, il primo della società nella regione di Bio-Bio, in Cile. L’impianto, detenuto da Enel Green Power
Chile Ltda, avrà una capacità installata totale di 24 MW. Una volta in esercizio, Los Buenos Aires sarà in
grado di generare oltre 86 GWh all’anno, equivalenti al fabbisogno di consumo annuale di circa 40 mila
famiglie cilene, evitando così l’emissione in atmosfera di più di 41 mila tonnellate di CO2 all’anno. Al
progetto è associato un contratto a lungo termine di vendita dell’energia prodotta (Power Purchase
Agreement – PPA) con Empresa Nacional de Electricidad SA (Endesa Chile). La realizzazione
dell’impianto, in linea con gli obiettivi di crescita dell’attuale piano industriale di Enel Green Power,
richiede un investimento complessivo di circa 55 milioni di dollari statunitensi, finanziato attraverso
risorse del Gruppo Enel Green Power. Los Buenos Aires sarà costruito nella municipalità di Los Angeles,
500 chilometri a sud di Santiago. L’energia generata dal parco sarà consegnata alla rete di trasmissione
cilena SIC (Sistema Interconnesso Centrale).
171
dell’impianto si aggiunge ai 300 MW che Enel Green Power gestisce già in Panama attraverso Fortuna,
Enel Green Power: entra in esercizio un nuovo impianto eolico in Messico
16 luglio – Enel Green Power ha completato e allacciato alla rete il nuovo parco eolico di Dominica II in
Messico, nello stato di San Luis Potosi. L’impianto aggiunge 100 MW a quello di Dominica I già in
esercizio, portando così la capacità installata totale del complesso eolico a 200 MW. Il parco, situato nel
Municipio di Charcas, è composto da 50 turbine da 2 MW ciascuna ed è in grado di generare oltre 250
GWh all’anno, equivalenti al fabbisogno annuale di circa 143 mila famiglie messicane, evitando
l’emissione in atmosfera di circa 140 mila tonnellate di CO2 all’anno. I due parchi insieme saranno in
grado di produrre più di 510 GWh all’anno. La realizzazione di Dominica II ha richiesto un investimento
complessivo di quasi 160 milioni di dollari statunitensi. L’investimento è stato in parte finanziato
attraverso un prestito erogato da Banco Santander, con una copertura dell’Agenzia spagnola per il credito
alle esportazioni, CESCE. Ai progetti di Dominica I e II sono associati contratti a lungo termine di vendita
dell’energia prodotta (Power Purchase Agreement - PPA) per la fornitura di energia.
Enel Green Power mette in esercizio il primo impianto ibrido in Brasile
31 agosto – Enel Green Power ha completato e connesso alla rete il primo impianto ibrido in Brasile,
grazie all’entrata in esercizio di Fontes Solar I e II, i suoi primi impianti fotovoltaici in Brasile. I due
impianti sono stati costruiti nelle adiacenze di Fontes dos Ventos, un impianto eolico già in esercizio, da
80 MW di capacità installata, con il quale sono combinati.
Fontes Solar I e II sono ubicati nello stato di Pernambuco, nel nord est del Brasile e, con una capacità
installata totale di 11 MW, costituiscono il più grande complesso solare in Brasile. I due impianti sono in
grado di produrre più di 17 GWh all’anno.
La combinazione di solare ed eolico assicurerà una produzione di energia più stabile e ridurrà l’impatto
della variabilità delle condizioni atmosferiche. L’impianto ibrido produrrà così circa 340 GWh all’anno,
sufficienti a soddisfare i consumi annuali di energia di circa 170 mila famiglie brasiliane.
Enel Green Power ha investito un totale di circa 18 milioni di dollari statunitensi per la costruzione di
Fontes Solar I e II, ai quali è associato un contratto di vendita ventennale dell’energia prodotta (power
purchase agreement - PPA) che la Società si è aggiudicata nella gara pubblica di dicembre 2013.
L’energia prodotta dagli impianti sarà consegnata allo Stato di Pernambuco.
Entra in esercizio il primo impianto in Uruguay
7 settembre – Enel Green Power ha completato e allacciato alla rete il parco eolico Melowind, il suo primo
chilometri dalla capitale Montevideo con un investimento di circa 98 milioni di dollari statunitensi.
L’impianto è in grado di produrre più di 200 milioni di chilowattora all'anno, equivalenti ai consumi di circa
74 mila famiglie uruguaiane, evitando l'emissione in atmosfera di oltre 62 mila tonnellate di CO2.
Melowind è caratterizzato da un "load factor" del 47%, equivalente a più di 4.100 ore di produzione
all'anno.
L'elettricità prodotta da Melowind sarà venduta a UTE (Administración Nacional de Usinas y Trasmisiones
Eléctricas), la società statale per la trasmissione, distribuzione e vendita dell'energia elettrica in Uruguay,
grazie a un "Power Purchase Agreement" (PPA) della durata di venti anni, già firmato.
Enel Green Power al via il parco eolico di Dois Riachos in Brasile
4 novembre – Enel Green Power (EGP) ha completato ed allacciato alla rete il parco eolico di Dois
Riachos, situato nello stato di Bahia nel Nord Est del Brasile. Si tratta del primo impianto del complesso
eolico di Serra Azul, da 118 MW di capacità installata, ad avviare la produzione. Dois Riachos con una
capacità installata di 30 MW è in grado di generare oltre 140 GWh all’anno, evitando così l’emissione in
atmosfera di quasi 14 mila tonnellate di CO2. Il complesso di Serra Azul è composto da altri tre impianti
172
impianto in Uruguay da 50 MW di capacità installata, situato nella zona di Cerro Largo, a circa 320
eolici: Damascena (30 MW), Maniçoba (30 MW) e Esperança (28 MW). Una volta completato Serra Azul
sarà in grado di generare oltre 500 GWh all’anno, evitando così l’emissione in atmosfera di più di 50 mila
tonnellate di CO2. L’energia prodotta dal parco eolico sarà venduta attraverso contratti di fornitura
prevalentemente al mercato regolato. La realizzazione di Serra Azul ha richiesto un investimento
complessivo di circa 220 milioni di dollari USA, parzialmente coperto da un finanziamento di IFC
(International Finance Corporation), membro del World Bank Group, e da un finanziamento di Itaù
Unibanco SA, correlati alla costruzione di parchi eolici nel Nord Est del Brasile.
Enel Green Power porta i capolavori italiani al Museu Nacional de Belas Artes di Rio de Janeiro
25 novembre - Enel Green Power ha annuciato di portare a a Rio de Janeiro il “San Sebastiano curato da
Irene" di Giovanni Francesco Barbieri (1591-1666) e il "San Sebastiano” di Guido Reni (1575-1642). Le
opere provengono rispettivamente dalla Pinacoteca Nazionale di Bologna e dai Musei Capitolini di Roma, e
rappresentano il patrono di Rio de Janeiro, San Sebastiano. I due quadri saranno esposti al Museu
Nacional de Belas Artes dal 27 novembre fino al 15 marzo 2016 nell’ambito delle celebrazioni dell’Anno
italiano in America Latina e di quelle per i 450 anni dalla fondazione di Rio de Janeiro.
Enel Green Power si aggiudica 40 MW di capacità idroelettrica in Brasile
26 novembre – Enel Green Power, nell'ambito della gara pubblica “Leilão de Concessões”, si è aggiudicata
una concessione trentennale per la gestione di due impianti idroelettrici già operativi, che hanno una
capacità installata complessiva di 40 MW. I due impianti, Paranapanema (32 MW), nello stato di São
Paulo, e Mourão I (8 MW), nello stato di Parana, sono in grado di generare quasi 270 GWh all’anno.
Entrambe le centrali sono supportate da contratti trentennali per la vendita dell'energia prodotta che, in
base al regolamento della gara, è destinata per il 70% a un pool di società di distribuzione e il restante
30% al mercato libero. EGP investirà più di 160 milioni di reais (circa 40 milioni di dollari statunitensi) per
173
questa concessione e sarà responsabile della gestione degli impianti per i prossimi 30 anni.
Nord America
Dati operativi
al
31.12.2015 al 31.12.2014
2015-2014
Idroelettrica
al
31.12.2015 al 31.12.2014
2015-2014
316
317
(1)
62
63
(1)
2.090
1.666
424
32
29
3
Geotermica
72
72
-
3
3
-
Solare
28
28
-
3
3
-
2.506
2.083
423
100
98
2
Eolica
Totale
La capacità installata netta registra una incremento di 423 MW rispetto all’esercizio precedente e si
riferisce principalmente all’entrata in esercizio degli impianti eolici di Goodwell (200 MW), Osage (150
MW) e Little Elk (74 MW) avvenute nel corso del quarto trimestre 2015.
2015
Idroelettrica
Eolica
Geotermica
Solare
Totale
2014
2015-2014
2015
2014
2015-2014
849
912
(63)
317
318
(1)
6.079
5.309
770
1.763
1.490
273
396
407
(11)
72
72
-
45
46
(1)
29
29
-
7.369
6.674
695
2.181
1.909
272
L’ incremento della produzione di energia del 2015 è da ricondurre principalmente alla maggiore capacità
eolica, parzialmente compensata da una flessione della produzione idroelettrica e geotermica a fronte di
una minore risorsa.
MW
Numero di impianti
al 31.12.2015 al 31.12.2014 2015-2014 al 31.12.2015 al 31.12.2014 2015-2014
Eolica
-
200
(200)
-
1
(1)
Totale
-
200
(200)
-
1
(1)
al
31.12.2015
MW
al
31.12.2014
Numero di impianti
al
al
2015-2014 31.12.2015
31.12.2014
20152014
Eolica
108
74
34
1
1
-
Totale
108
74
34
1
1
-
Il principale impianto autorizzato nel settore eolico è Drift Sand (108 MW).
174
Milioni di euro
2015
2014
2015 - 2014
532
394
138
-
-
-
532
394
138
352
276
76
Utile operativo
168
149
19
365
342
23
286
308
(22)
al fair value
I “Ricavi verso terzi, incluso effetto gestione rischio commodity”, pari a 532 milioni di euro, registrano un
incremento di 138 milioni di euro (tenuto conto dell’effetto cambi positivo per 88 milioni di euro) rispetto
al 2014 (394 milioni di euro) per effetto principalmente dei maggiori ricavi per vendita di energia elettrica
(48 milioni di euro) e da tax partnership (55 milioni di euro), in linea con l’incremento della produzione, e
dell’aumento degli altri ricavi (32 milioni di euro) inclusivi degli effetti della cessione di alcuni asset.
Il “Margine operativo lordo”, pari a 352 milioni di euro, registra un incremento di 76 milioni di euro
(tenuto conto dell’effetto cambi positivo di 58 milioni di euro) rispetto all’esercizio precedente (276
milioni di euro) per effetto principalmente del citato incremento dei ricavi, parzialmente compensato
dall’aumento dei costi del personale e operativi connessi principalmente alla maggiore capacità installata.
L’”Utile operativo”, pari a 168 milioni di euro, è in incremento di 19 milioni di euro rispetto al 2014 (pari a
149 milioni di euro). Il citato incremento del margine operativo lordo (76 milioni di euro) è stato infatti
quasi interamente compensato dai maggiori ammortamenti dell’esercizio (29 milioni di euro) riconducibili
alla maggiore capacità installata ed alle perdite di valore (27 milioni di euro) legate agli adeguamenti di
Numero
2015
2014
2015-2014
Nord America
365
342
23
USA
365
342
23
Investimenti
Gli “Investimenti” del 2015 sono pari a 286 milioni di euro (308 milioni di euro nel 2014) e si riferiscono
principalmente alla realizzazione di impianti eolici per 257 milioni di euro (313 milioni di euro nel 2014).
Si segnala inoltre che gli investimenti operativi includono contributi per 4 milioni di euro.
175
valore di alcuni specifici progetti.
Eventi di rilievo
significativi per l’Area Nord America.
Enel Green Power estende l’accordo quadro con Vestas per lo sviluppo di ulteriore capacità
eolica in USA
12 gennaio - Enel Green Power, attraverso la sua controllata Enel Green Power North America Inc. (EGPNA), ha esteso l'accordo quadro finalizzato allo sviluppo di impianti eolici in USA sottoscritto con Vestas
alla fine del 2013.Tale accordo prevedeva la fornitura da parte della società danese di turbine eoliche che
hanno sostenuto e continueranno a supportare il successo della crescita di EGP-NA negli Stati Uniti. La
capacità eolica ancora da sviluppare prevista dall’accordo originario, unitamente a quella inclusa
nell’estensione dell’accordo, consentirà a EGP-NA la qualificazione per i “Federal Production Tax Credits”
(PTC) di futuri progetti eolici fino a circa 1 GW di capacità complessiva.La capacità di EGP-NA di
qualificarsi per questi incentivi federali è il risultato dei rilevanti investimenti effettuati in maniera
continuativa dalla società negli Stati Uniti e della decisione del Congresso Usa di estendere i PTC, come
parte del “Tax Increase Prevention Act” del 2014, divenuto legge nel mese di dicembre 2014.
Enel Green Power avvia i lavori per la costruzione di un nuovo impianto eolico negli Usa
24 marzo – Enel Green Power, attraverso la sua controllata EGP-NA, ha avviato i lavori per la costruzione
di un nuovo impianto eolico in Oklahoma, USA. Il parco di Little Elk, situato nelle contee di Kiowa e
Washita, vicino a quello di Rocky Ridge (150 MW), con una capacità installata totale di 74 MW, sarà in
grado di generare, una volta in esercizio, fino a 330 GWh all’anno, equivalenti al fabbisogno di consumo
di oltre 27 mila famiglie americane, evitando così l’emissione in atmosfera di più di 150 mila tonnellate di
CO2 all’anno. La realizzazione del parco eolico richiede un investimento complessivo di circa 130 milioni
di dollari statunitensi. All’impianto, la cui entrata in esercizio è prevista per fine 2015, è associato un
contratto d’acquisto dell’energia che sarà prodotta (PPA), della durata di 25 anni, con la People’s Electric
Cooperative of Oklahoma (PEC).
Enel Green Power aggiunge nuova capacità eolica negli Stati Uniti
16 luglio – Enel Green Power S.p.A., attraverso la sua controllata Enel Green Power North America Inc.,
ha completato e allacciato alla rete il nuovo parco eolico di Osage, nell’omonima contea, in Oklahoma. Il
totale di 150 MW è grado di generare oltre 620 GWh all’anno, equivalenti ai consumi annuali di più di 53
mila famiglie americane, evitando l’emissione in atmosfera di quasi 300 mila tonnellate di CO2 all’anno.
176
nuovo parco, detenuto da Osage Wind, LLC, al 50% di proprietà di EGP-NA, con una capacità installata
Dati operativi
al
31.12.2015 al 31.12.2014
2015-2014
Eolica
172
Solare
Totale
- Sud Africa
- India
-
al
31.12.2015 al 31.12.2014
2015-2014
172
3
-
3
10
10
-
1
1
-
182
10
172
10
10
-
172
172
4
1
3
1
1
-
3
3
La capacità installata netta registra un incremento di 172 MW rispetto al 2014 ed è interamente
riconducibile alla maggiore capacità eolica derivante dall’acquisizione del controllo in alcuni progetti in
India (172 MW).
2015
2014
2015-2014
2015
2014
2015-2014
48
Eolica
48
-
48
48
-
Solare
18
8
10
10
-
10
Totale
66
8
58
58
-
58
- Sud Africa
18
8
10
10
-
10
- India
48
-
48
48
-
48
La produzione di energia del 2015 ha registrato un incremento di 58 GWh rispetto al 2014,
sostanzialmente per effetto della maggiore capacità eolica installata derivante dall’acquisizione di progetti
eolici in India.
MW
al
31.12.2014
Numero di impianti
al
al
2015-2014 31.12.2015
31.12.2014
20152014
Eolica
199
-
199
2
-
Solare
314
149
165
4
2
2
2
Totale
513
149
364
6
2
4
- Sud Africa
513
149
364
6
2
4
MW
Numero di impianti
al
al
2015-2014 31.12.2015
31.12.2014
al
31.12.2015
al
31.12.2014
Eolica
705
199
506
5
2
3
Solare
-
165
(165)
-
2
(2)
Totale
705
364
341
5
4
1
- Sud Africa
705
364
341
5
4
1
20152014
I principali impianti in costruzione sono presenti in Sud Africa nel settore solare (4 progetti per un totale
di 314 MW) e nel settore eolico (2 progetti da 199 MW).
I principali impianti autorizzati sono presenti in Sud Africa nel settore eolico (5 progetti per un totale di
705 MW).
177
al
31.12.2015
Milioni di euro
2015
2014
2015 - 2014
14
3
11
-
-
-
14
3
11
5
(1)
6
Utile operativo
3
(1)
4
120
30
90
312
24
288
al fair value
I “Ricavi verso terzi, incluso effetto gestione rischio commodity”, pari a 14 milioni di euro, evidenziano un
incremento di 11 milioni di euro rispetto al 2014 (3 milioni di euro) dovuto agli effetti del completamento
del processo di Purchase Price Allocation relativo all’acquisizione di progetti Sud Africani.
Il “Margine operativo lordo”, pari a 5 milioni di euro, registra una incremento di 6 milioni di euro rispetto
al 2014 (negativo per 1 milione di euro) e riflette l’andamento dei ricavi sopra descritto e l’incremento dei
costi operativi del Sud Africa (4 milioni di euro).
L’”Utile operativo”, pari a 3 milioni di euro, evidenzia un incremento di 4 milioni di euro rispetto al 2014.
2015
2014
2015-2014
120
30
90
India
35
-
35
Sud Africa
85
30
55
Investimenti
Gli “Investimenti” del 2015 ammontano a 312 milioni di euro (24 milioni di euro del 2014) e si riferiscono
ad impianti solari per 194 milioni di euro (14 milioni di euro del 2014) e ad impianti eolici per 118 milioni
di euro (8 milioni di euro del 2014).
Eventi di rilievo
significativi per l’area Africa Sub-Sahariana e Asia.
Al via i lavori per tre nuovi impianti in Sud Africa
10 marzo – Enel Green Power ha avviato i lavori per la costruzione di tre impianti fotovoltaici (Aurora,
Paleisheuwel, Tom Burke) in Sud Africa.
Con una capacità installata di 82,5 MW, il parco fotovoltaico di Aurora, nella provincia del Northern Cape,
una volta realizzato e messo in esercizio sarà in grado di generare fino a oltre 168 GWh all’anno,
equivalenti ai consumi di circa 53 mila famiglie sudafricane ed eviterà l’emissione in atmosfera di oltre
153 mila tonnellate di CO2 all’anno.
178
Numero
Il parco fotovoltaico di Paleisheuwel avrà una capacità installata di 82,5 MW e sarà costruito nella
provincia del Western Cape. Una volta realizzato e messo in esercizio sarà in grado di generare fino a
oltre 153 GWh all’anno, equivalenti al fabbisogno di consumo di circa 48 mila famiglie sudafricane,
evitando così l’emissione in atmosfera di oltre 140 mila tonnellate di CO2 all’anno.
Con una capacità installata di 66 MW, il parco fotovoltaico di Tom Burke, situato nella provincia del
Limpopo, una volta realizzato e messo in esercizio sarà in grado di generare fino a 122 GWh all’anno,
equivalenti al fabbisogno di consumo di circa 38 mila famiglie sudafricane, evitando così ogni anno
l’emissione in atmosfera di oltre 111 mila tonnellate di CO2.
L’energia prodotta dagli impianti sarà venduta all’utility sudafricana Eskom, in base al diritto di
concludere contratti per la fornitura di energia che Enel Green Power si è aggiudicata nell’ottobre 2013
nella terza fase della gara REIPPPP per le energie rinnovabili, promossa dal Governo Sudafricano.
Enel Green Power avvia i lavori per la costruzione di un nuovo impianto eolico in Sud Africa
17 aprile – Enel Green Power ha avviato i lavori per la costruzione del nuovo impianto eolico di Nojoli,
nella provincia di Eastern Cape, in Sud Africa.
Con una capacità installata totale di 88 MW, il nuovo parco eolico sarà in grado di generare, una volta in
esercizio, oltre 275 GWh all’anno, equivalenti al fabbisogno di consumo annuale di quasi 86 mila famiglie
sudafricane, evitando così l’emissione in atmosfera di più di 251 mila tonnellate di CO2 all’anno.
ottobre 2013, nell’ambito del programma REIPPPP promosso dal Governo Sudafricano.
Enel Green Power avvia i lavori per la costruzione di un nuovo impianto solare in Sud Africa
21 maggio - Enel Green Power ha avviato i lavori per la costruzione del nuovo impianto solare di Pulida,
nella provincia di Free State, in Sud Africa.
Con una capacità installata totale di 82,5 MW, il nuovo impianto solare sarà in grado di generare, una
volta in esercizio, oltre 150 GWh all’anno, equivalenti al fabbisogno di consumo annuale di quasi 48 mila
famiglie sudafricane, evitando così l’emissione in atmosfera di più di 138 mila tonnellate di CO2 all’anno.
Enel Green Power entra in India con l’acquisizione della maggioranza di BLP Energy
24 settembre - Enel Green Power ha annunciato l'acquisizione di una quota di maggioranza di BLP Energy
(“BLP”), utility-scale attiva nel solare ed eolico, controllata da Bharat Light & Power Pvt Ldt (“BLP
Group”), per un corrispettivo totale di circa 30 milioni di euro. Con questa operazione Enel Green Power
entra nel mercato delle rinnovabili indiano e per la prima volta nella regione Asia-Pacifico, raggiungendo
così più di 10 GW di capacità installata netta a livello globale. Enel Green Power porta nel mercato indiano
la più avanzata tecnologia rinnovabile e introduce best practices globali nell’engineering design e nello
sviluppo di progetti, forte della sua presenza in 17 Paesi. BLP, una delle più importanti società di
rinnovabili in India, attualmente possiede e gestisce impianti eolici negli stati di Gujarat e Maharashtra
con una capacità installata complessiva di 172 MW e una produzione totale annuale di circa 340 GWh. La
società possiede inoltre un portafoglio di circa 600 MW di progetti eolici in diverse fasi di sviluppo. BLP
Group ha sede a Nuova Delhi e a Bangalore ed ha un team di professionisti con un background in
rinnovabili, manufacturing, consulenza e servizi finanziari e un’ampia esperienza nelle attività tecniche, di
sviluppo, operation and maintenance e finanziarie. Con un portafoglio di attività eolica già in funzione e
una pipeline geograficamente diversificata di progetti solari ed eolici, l'acquisizione di una quota di
179
ottobre 2013, nell’ambito del programma REIPPPP promosso dal Governo Sudafricano.
maggioranza di un produttore indipendente indiano di energia (Independent Power Producer, IPP)
assicura forti prospettive di sviluppo insieme a una stabile posizione sul mercato. Questa acquisizione,
completata in meno di un anno, è una delle più rapide operazioni portate a termine da EGP e dimostra la
capacità del Gruppo di stare al passo con i trend di mercato ed entrare rapidamente in nuovi paesi,
facendo leva sulla sua presenza ed esperienza globale per cogliere opportunità di mercato.
Enel Green Power sostiene l’elettrificazione rurale in Kenya
4 dicembre – Enel Green Power (“EGP”) ha avviato la collaborazione con la società statunitense
Powerhive Inc. (“Powerhive”), uno dei principali fornitori e sviluppatori di soluzioni mini-grid, per costruire
e gestire mini-grid in 100 villaggi in Kenya. Il progetto prevede un investimento, nel corso del 2016, di
circa 12 milioni di dollari statunitensi, al 93% erogato da EGP e al 7% da Powerhive.
Il progetto, sviluppato da Powerhive, si compone di un portfolio di mini-grid solari con una capacità totale
installata di 1 MW, da costruire nella parte occidentale del Kenya, nelle contee di Kisii e Nyamira, e
porterà energia "a zero emissioni" a 20 mila famiglie, piccole imprese, scuole e centri di assistenza
sanitaria, alimentando e connettendo alla rete quasi 90 mila persone. L'integrazione di mini-grid con
impianti di stoccaggio di energia consentirà di equilibrare l'offerta e la domanda, in modo da ridurre la
volatilità e compensare le variazioni di carico del cliente e le imprevedibili fluttuazioni nella produzione di
energia, intrinseche nella generazione da fonti rinnovabili.
Il progetto fornirà inoltre ai clienti un sistema di pagamento più semplice e affidabile attraverso l'adozione
di una applicazione mobile con pagamento anticipato e attraverso la piattaforma di gestione delle minigrid di Powerhive.
La necessità dell'Africa di accedere all’elettricità è consistente, visto che, secondo i dati dell'Agenzia
internazionale per l'energia, più di 620 milioni di persone nel continente ne sono ancora prive. La povertà
energetica condiziona la salute, limita le opportunità di sviluppo, di istruzione e la possibilità di uscire da
uno stato di indigenza. Per i paesi emergenti, l'accesso all'elettricità è una fonte di crescita, un prerequisito per avere ampia disponibilità di beni e servizi e pone le basi per lo sviluppo delle persone e delle
180
comunità.
Principali rischi e incertezze
Rischi di prezzo e di mercato
Per la natura del proprio business il Gruppo è esposto alle variazioni dei prezzi di mercato dell’energia
elettrica, nonché alle modifiche del quadro regolatorio di riferimento.
Per mitigare l’esposizione al rischio di prezzo il Gruppo ha sviluppato una strategia di stabilizzazione dei
margini che prevede il ricorso alla contrattualizzazione anticipata dell’energia prodotta, mediante contratti
a lungo, medio e breve termine, secondo le prassi commerciali in uso nei diversi paesi nei quali il Gruppo
opera. Si è dotato, inoltre, di policy e procedure formali che disciplinano la attività di vendita di energia
sui vari mercati nei quali il Gruppo opera, nonché la misurazione del rischio commodity residuo, la
definizione di un limite di rischio massimo accettabile e la realizzazione di operazioni di copertura
mediante il ricorso a contratti derivati. Il Gruppo è esposto solo in misura marginale alle variazioni dei
prezzi dei combustibili.
Con riferimento al rischio di variazioni impreviste delle regole di funzionamento dei settori regolamentati
che possono incidere sul valore della produzione, il Gruppo opera un presidio costante dei rapporti con gli
organismi di governo e regolazione locali adottando un approccio di trasparenza, collaborazione e
proattività nell’affrontare e rimuovere le fonti di instabilità dell’assetto regolatorio.
Rischi di volume
I volumi di produzione sono soggetti a variabilità, sia a causa della naturale variabilità delle fonti di
produzione, sia a causa di eventuali indisponibilità degli impianti.
La diversificazione tecnologica e geografica del parco di produzione del Gruppo consente di mitigare la
naturale variabilità nella disponibilità delle fonti idroelettrica, eolica e solare, che come noto varia in
funzione delle condizioni climatiche dei siti nei quali si trovano gli impianti. Una significativa quota di
produzione da fonte geotermica, non soggetta a variabilità climatica, contribuisce alla mitigazione del
rischio volume.
Il rischio legato ad eventuali malfunzionamenti degli impianti, o eventi accidentali avversi che ne
compromettano temporaneamente la funzionalità, viene mitigato ricorrendo alle migliori strategie di
prevenzione e protezione, incluse tecniche di manutenzione preventiva e predittiva, nonché applicando le
migliori best practice internazionali. Il rischio residuo viene gestito con il ricorso a specifici contratti di
assicurazione, finalizzati alla copertura di un ampio spettro di rischi operativi, incluse eventuali perdite
Rischi finanziari
Il Gruppo è esposto al rischio di cambio derivante dai flussi di cassa connessi alla vendita di energia sui
mercati internazionali, dai flussi di cassa relativi a investimenti o altre partite in divisa estera e, in
maniera marginale, dall’indebitamento denominato in valuta diversa da quella di conto dei rispettivi
Paesi.
Al fine di ridurre il rischio di cambio derivante dalle esposizioni menzionate, il Gruppo utilizza contratti
derivati (in particolare contratti forward), oltre ad attuare una politica volta al bilanciamento dei flussi di
cassa in entrata e in uscita relativamente alle attività e passività denominate in valuta estera.
L’esposizione al rischio di tasso di interesse per il Gruppo deriva dalla quota di indebitamento finanziario
espresso a tasso variabile. La politica di gestione posta in essere dal Gruppo è volta al duplice obiettivo di
contenere il costo del debito controllando al contempo la sua variabilità. In particolare, allo scopo di
ridurre l’ammontare dell’indebitamento soggetto alla fluttuazione dei tassi di interesse, il Gruppo fa
ricorso a strumenti derivati (in particolare interest rate swap).
181
economiche da mancata produzione.
Rischio paese
Il Gruppo Enel Green Power è caratterizzato da una rilevante presenza internazionale e articolata su più
continenti.
Il Gruppo risulta dunque esposto al c.d. “rischio paese”, ovvero all’insieme dei rischi di natura macroeconomica e finanziaria, regolatoria e di mercato, nonché geopolitica e sociale, il cui verificarsi potrebbe
determinare effetti negativi sia sui flussi reddituali che sul valore degli asset aziendali.
Al fine di monitorare efficacemente questa tipologia di rischio, viene effettuata su base periodica una
182
valutazione quantitativa e qualitativa dei rischi associati a ciascun Paese di interesse.
Prevedibile evoluzione della gestione
Nel corso del 2015 Enel Green Power ha confermato la propria posizione di leadership nel settore delle
energie rinnovabili e ha conseguito gli obiettivi strategici assunti con il mercato finanziario nonostante la
contrazione dei prezzi sui principali mercati europei e le tensioni riscontrate su diversi mercati emergenti.
Il protrarsi di tali condizioni sfavorevoli renderà anche il 2016 un anno sfidante per Enel Green Power, la
cui strategia sarà caratterizzata da una crescita della capacità installata indirizzata prevalentemente verso
Paesi emergenti caratterizzati da abbondanti risorse rinnovabili ed elevata crescita economica.
Gli investimenti saranno indirizzati verso la crescita in quei mercati che offrano stabilità del sistema
regolatore con iniziative volte ad incrementare la diversificazione geografica e tecnologica e a
massimizzare il valore creato.
Contestualmente all’obiettivo di crescita Enel Green Power sta proseguendo nell’azione di
razionalizzazione dei costi operativi attraverso una gestione diretta ed efficiente del parco impianti, di
massimizzazione della disponibilità e di perseguimento di economie di scala in modo particolare
nell’ambito del procurement.
Enel Green Power continuerà a far leva sulla flessibilità nell’orientare il proprio portafoglio, adattandolo
velocemente ai cambiamenti di scenario, come accaduto nel caso della vendita degli asset portoghesi e in
quello della creazione di una Joint Venture nel fotovoltaico in Italia.
Enel Green Power porterà avanti, inoltre, il proprio impegno nel settore della ricerca e dello sviluppo di
tecnologie innovative, anche attraverso la costruzione di impianti off-grid e l’utilizzo dello storage per
migliorare la flessibilità e la performance dei propri impianti. Proseguiranno infine la gestione attenta dei
temi di sostenibilità, il dialogo con le comunità locali e in generale con tutti gli Stakeholder (dipendenti,
fornitori, istituzioni, altro) ponendo la massima attenzione alle tematiche ambientali e di safety.
Disciplina delle società controllate estere extra UE
Si attesta che alla data di approvazione da parte del Consiglio di Amministrazione del bilancio di Enel
Gruppo Enel Green Power le “condizioni per la quotazione delle azioni di società controllanti società
costituite e regolate dalla legge di Stati non appartenenti all’Unione Europea” (per brevità, nel proseguo
definite “società controllate estere extra UE”) dettata dalla Consob nell’art. 36 del Regolamento Mercati
(approvato con deliberazione n. 16191 del 29 ottobre 2007 e successive modificazioni).
In particolare, si segnala al riguardo che:
A) in applicazione dei parametri di significativa rilevanza ai fini del consolidamento, introdotti nell’art.
36, comma 2, del Regolamento Mercati Consob, sono state individuate nell’ambito del Gruppo Enel
Green Power 62 società controllate estere extra UE cui la disciplina in questione risulta applicabile in
base ai dati del bilancio consolidato del Gruppo Enel Green Power al 31 dicembre 2014.
B) Trattasi, in particolare, delle seguenti società: 1) Enel Green Power North America Inc; 2) Enel Brasil
Participações Ltda; 3) Enel Green Power Chile Ltda; 4) Enel Kansas LLC; 5) Empresa Electrica
Panguipulli SA; 6) Enel Fortuna SA; 7) Enel Green Power North America Development, LLC; 8) Rocky
Caney Wind LLC; 9) Enel Green Power México Srl de Cv; 10) Chisholm View Wind Project LLC; 11)
Essex Company; 12) Renovables De Guatemala SA; 13) Caney River Wind Project LLC; 14) Prairie
Rose Wind, LLC; 15) Enel Geothermal LLC; 16) Parque Eolico Taltal SA; 17) Parque Talinay Oriente
183
Green Power S.p.A. relativo all’esercizio 2015 – vale a dire il 21 marzo 2016 – sussistono nell’ambito del
SA; 18) EGPNA Development Holdings, LLC; 19) Rocky Ridge Wind Project LLC; 20) Smoky Hills Wind
Project II LLC; 21) Enel Stillwater LLC; 22) Stipa Nayaá SA de Cv; 23) Parque Eólico Valle de los
Vientos SA; 24) PH Chucas SA; 25) Enel Texkan Inc; 26) Texkan Wind LLC; 27) Enel Cove Fort LLC;
28) Enel Nevkan Inc; 29) Nevkan Renewables LLC; 30) Enel Green Power Panama SA; 31)
Proveedora de Electricidad de Occidente Srl de Cv; 32) Enel Green Power Canada Inc.; 33) Hydro
Development Group Inc; 34) Smoky Hills Wind Farm LLC; 35) Castle Rock Ridge Limited Partnership;
36) Enel Green Power Costa Rica; 37) Geotermica Del Norte SA; 38) Enel Green Power Latin America
Ltda; 39) Enel Salt Wells LLC; 40) EGP Stillwater Solar LLC; 41) Snyder Wind Farm LLC; 42)
Generadora De Occidente Ltda; 43) Mexicana de Hidroelectricidad Mexhidro Srl de Cv; 44) Enel
Green Power Pedra Do Gerônimo Eólica SA; 45) Enel Green Power Emiliana Eolica SA; 46) Enel Green
Power Joana Eolica SA; 47) Enel Green Power Pau Ferro Eólica SA; 48) Enel Green Power Primavera
Eolica SA; 49) Enel Green Power SAO Judas Eolica SA; 50) Enel Green Power Cristal Eolica SA; 51)
Boott Hydropower Inc; 52) Buffalo Dunes Wind Project, LLC; 53) Dominica Energía Limpia Srl de Cv;
54) Origin Wind Energy, LLC; 55) Energias Renovables La Mata SAPI de CV; 56) Eólica Zopiloapan
SAPI de Cv; 57) Goodwell Wind Project, LLC; 58) Almeyda Solar SpA; 59) Enel Green Power Modelo
I Eolica SA; 60) Enel Green Power RSA (Pty) Ltd; 61) Enel Green Power Modelo Eólica SA;
62) Lawrence Hydroelectric Associates LP.
C) lo Stato patrimoniale e il Conto economico del bilancio 2015 di tutte le società sopra indicate, quali
inseriti nel reporting package utilizzato ai fini della redazione del bilancio consolidato del Gruppo Enel
Green Power, verranno messi a disposizione del pubblico da parte di Enel Green Power S.p.A.
(secondo quanto previsto dall’art. 36, comma 1, lett. a) del Regolamento Mercati Consob) almeno 15
giorni prima della data prevista per lo svolgimento dell’Assemblea ordinaria annuale – che verrà
convocata per l’approvazione del bilancio di esercizio 2015 di Enel Green Power S.p.A. contestualmente ai prospetti riepilogativi dei dati essenziali dell’ultimo bilancio della generalità delle
società controllate e collegate (ai sensi di quanto al riguardo disposto dall’art. 77, comma 2-bis, del
Regolamento Emittenti Consob approvato con Deliberazione n. 11971 del 14 maggio 1999 e
successive modificazioni);
D) gli statuti, la composizione e i poteri degli organi sociali di tutte le società sopra indicate sono stati
acquisiti da parte di Enel Green Power S.p.A. e sono tenuti a disposizione della Consob, in versione
aggiornata, ove da parte di quest’ultima fosse avanzata specifica richiesta di esibizione a fini di
vigilanza (secondo quanto previsto dall’art. 36, comma 1, lett. b) del Regolamento Mercati Consob);
(i)
forniscono al revisore della Capogruppo Enel Green Power S.p.A. le informazioni necessarie al
revisore medesimo per condurre l’attività di controllo dei conti annuali e infra-annuali della
stessa Enel Green Power S.p.A. (secondo quanto previsto dall’art. 36, comma 1, lett. c),
punto i) del Regolamento Mercati Consob);
(ii)
dispongono di un sistema amministrativo-contabile idoneo a fare pervenire regolarmente alla
direzione e al revisore della Capogruppo Enel Green Power S.p.A. i dati economici,
patrimoniali e finanziari necessari per la redazione del Bilancio consolidato del Gruppo Enel
Green Power (secondo quanto previsto dall’art. 36, comma 1, lett. c), punto ii) del
Regolamento Mercati Consob).
184
E) è stato verificato da parte di Enel Green Power S.p.A. che tutte le società sopra indicate:
Disciplina delle società controllate sottoposte all’attività
di direzione e coordinamento di altra società
Si attesta che Enel Green Power S.p.A. soddisfa le condizioni richieste per la quotazione di azioni di
società controllate sottoposte all’attività di direzione e coordinamento di un’altra società quotata, di cui
all’art. 37, comma 1, del Regolamento Mercati (approvato con deliberazione n. 16191 del 29 ottobre
2007, come successivamente modificato).
In particolare, al riguardo si segnala che Enel Green Power S.p.A. in quanto società controllata sottoposta
all’attività di direzione e coordinamento di altra società:
•
ha adempiuto e adempie regolarmente agli obblighi di pubblicità previsti dall’art. 2497-bis del
•
ha un’autonoma capacità negoziale nei rapporti con la clientela e i fornitori;
•
ha in essere con Enel S.p.A. un rapporto di tesoreria accentrata che risponde all’interesse sociale
codice civile;
in quanto garantisce una maggiore capacità di pianificazione, monitoraggio e copertura dei
fabbisogni finanziari e quindi un’ottimizzazione della gestione della liquidità e consente inoltre di
ottenere condizioni competitive del servizio avvalendosi dell’esperienza specializzata e consolidata
della controllante nell’erogazione di tali servizi e di un’efficace capacità di accesso al sistema
bancario e finanziario;
•
dispone di un Comitato Controllo e Rischi, di un Comitato Parti Correlate e di un Comitato per le
Nomine e le Remunerazioni composti esclusivamente da amministratori indipendenti (così come
definiti dallo stesso articolo 37 del Regolamento Mercati). Enel Green Power S.p.A., in quanto
società controllata sottoposta ad attività di direzione e coordinamento di altra società italiana con
azioni quotate in un mercato regolamentato, dispone altresì di un Consiglio di Amministrazione
composto in maggioranza da amministratori indipendenti (sempre come definiti dall’articolo 37
del Regolamento Mercati).
Informativa sulle parti correlate
Nell’ambito delle regole di Corporate Governance di cui si è dotato il Gruppo Enel Green Power, descritte
dettagliatamente nella Relazione sul governo societario e gli assetti proprietari disponibile sul sito internet
della Società (www.enelgreenpower.com), sono state previste le condizioni per assicurare che le
sostanziale.
Nel corso del mese di dicembre 2010 il Consiglio di Amministrazione di Enel Green Power S.p.A. ha
approvato una procedura che disciplina l’approvazione e l’esecuzione delle operazioni con parti correlate
poste in essere da Enel Green Power S.p.A., direttamente ovvero per il tramite di società controllate. Tale
procedura (reperibile all’indirizzo http://www.enelgreenpower.com/itIT/company/governance/related_parties/) individua una serie di regole volte ad assicurare la trasparenza
e la correttezza, sia sostanziale che procedurale, delle operazioni con parti correlate ed è stata adottata
in attuazione di quanto disposto dall’art. 2391-bis cod. civ. e dalla disciplina attuativa dettata dalla
Consob.
In particolare, nel corso del 2015, i rapporti con parti correlate hanno riguardato specifiche attività, tra
cui:
-
gestione del rischio generato dalla variazione dei tassi di interesse e tassi di cambio;
-
erogazione di prestazioni professionali e servizi;
-
gestione di servizi comuni;
185
operazioni con parti correlate vengano effettuate nel rispetto di criteri di correttezza procedurale e
-
compravendita di energia;
-
compravendita di certificati verdi e bianchi.
Ai rapporti sopra descritti occorre aggiungere l’esercizio dell’opzione per il “Consolidato Fiscale Nazionale”
con la controllante Enel SpA.
Sulla base della disciplina contenuta nel TUIR (DPR 917/86, artt. 117 e seguenti) relativa al regime
fiscale di tassazione di Gruppo denominato “Consolidato Fiscale Nazionale”, si informa che per Enel Green
Power SpA e Enel Green Power Partecipazioni Speciali Srl il suddetto regime è in corso di validità,
rispettivamente per il periodo 2013-2015 e 2015-2017.
Si evidenzia che nel corso del 2015, sono state approvate alcune operazioni con parti correlate qualificate
come operazioni ordinarie di maggiore rilevanza compiute direttamente da Enel Green Power SpA o per il
tramite di una società da questa controllata e concluse a condizioni equivalenti a quelle di mercato o
standard.
Tali operazioni rientrano nelle ipotesi di esenzione di cui all’art. 13, comma 3, lett. c), del “Regolamento
recante disposizioni in materia di operazioni con parti correlate” adottato dalla Consob con Delibera
n.17221 del 12 marzo 2010 e successive modifiche (“Regolamento Parti Correlate”) e della procedura al
riguardo adottata da Enel Green Power SpA in attuazione del regolamento stesso. In quanto tali, esse
non sono dunque soggette agli obblighi di pubblicazione previsti per le operazioni con parti correlate di
maggiore rilevanza dall’art. 5, commi da 1 a 7, del Regolamento Parti Correlate. Dette operazioni sono
state comunque oggetto di specifica comunicazione alla Consob secondo quanto previsto dal richiamato
articolo 13, comma 3, lett. c).
Di seguito si riepilogano le principali caratteristiche dell’operazione:
Parte dell’operazione: Enel Green Power SpA;
Controparte dell’operazione: Enel Finance International NV;
Natura della relazione con la parte correlata: società soggetta al comune controllo di Enel SpA;
Oggetto e corrispettivo dell’operazione: contratto di finanziamento a lungo termine (Loan Facility
Agreement) per un importo di 500 milioni di euro. Le condizioni del contratto di finanziamento sono in
Parte dell’operazione: Enel Green Power Chile Ltda, società interamente controllata da Enel Green Power
SpA;
Controparte dell’operazione: Empresa Nacional de Electricidad SA;
Oggetto dell’operazione: vendita a Empresa Nacional de Electricidad SA nel periodo 1° giugno 2016 – 31
gennaio 2043 di energia elettrica prodotta da impianti di nuova costruzione in Cile nel periodo di
riferimento, nonché di certificati verdi connessi alla quantità di energia elettrica prodotta dagli stessi
impianti;
Corrispettivo dell’operazione: corrispettivo complessivo stimato fino a circa 3.500 milioni di dollari
statunitensi.
Parte dell’operazione: Enel Green Power Delfina B Eólica S/A, Enel Green Power Delfina C Eólica S/A, Enel
Green Power Delfina D Eólica S/A, Enel Green Power Delfina E Eólica S/A e Enel Green Power Brasil
Participações Ltda, società interamente controllate da Enel Green Power SpA;
186
linea con le condizioni ottenibili sul mercato del debito con le migliori controparti finanziarie esistenti.
Controparte dell’operazione: Centrais Elétricas Cachoeira Dourada SA e Enel Brasil SA;
Natura della relazione con la parte correlata: società soggette al comune controllo di Enel SpA;
Oggetto dell’operazione: vendita a Centrais Elétricas Cachoeira Dourada SA e Enel Brasil SA nel periodo
1° gennaio 2018 – 31 dicembre 2037 di energia elettrica prodotta da un impianto di nuova costruzione in
Brasile;
Corrispettivo dell’operazione: corrispettivo complessivo stimato in circa 582 milioni di dollari statunitensi.
Parte dell’operazione: Enel Green Power Morro Do Chapéu I Eólica S/A, Enel Green Power Morro Do
Chapéu Ii Eólica S/A, Enel Green Power São Abraão Eólica S/A, Enel Green Power Boa Vista Eólica S/A e
Enel Green Power Brasil Participações Ltda, società interamente controllate da Enel Green Power SpA;
Controparte dell’operazione: Centrais Elétricas Cachoeira Dourada SA e Enel Brasil SA
1° gennaio 2018 – 31° dicembre 2037 di energia elettrica prodotta da un impianto di nuova costruzione
in Brasile;
Parte dell’operazione: Enel Green Power International BV;
Oggetto e corrispettivo dell’operazione: rinnovo di un contratto di finanziamento a breve termine (multi
currency revolving facility) per un importo di 1.200 milioni di euro.
Le condizioni di rinnovo sono in linea con le condizioni ottenibili sul mercato del debito con controparti
bancarie per contratti di pari importo e di uguale durata rispetto a quello descritto.
Oggetto e corrispettivo dell’operazione: rinnovo di un contratto di finanziamento a breve termine
(intercompany revolving facility agreement) per un importo di 500 milioni di euro. Le condizioni del
rinnovo del contratto sono in linea con le condizioni ottenibili sul mercato del debito con controparti
187
Altre informazioni
Azioni proprie e azioni della controllante
Nel corso dell’esercizio 2015 non sono state poste in essere né direttamente né indirettamente operazioni
su azioni proprie o su azioni della società controllante.
Pertanto al 31 dicembre 2015 la Società non possiede azioni proprie né azioni della controllante.
Fatti di rilievo avvenuti dopo la chiusura dell’esercizio
I fatti di rilievo avvenuti dopo la chiusura dell’esercizio sono illustrati in un apposito capitolo nell’ambito
del Bilancio Consolidato (Nota n.51).
Uso di strumenti finanziari
Per l’informativa inerente all’uso di strumenti finanziari, alle politiche della Società in materia di gestione
del rischio e alle esposizioni al rischio di prezzo, di credito, di liquidità e di variazione dei flussi finanziari
si rinvia alla Nota “Risk Management” del Bilancio Consolidato (Nota n. 46).
Attività di direzione e coordinamento
La Società è soggetta all’attività di direzione e coordinamento di Enel SpA. I dati relativi all’ultimo bilancio
approvato dalla controllante Enel SpA sono riportati nel Capitolo del bilancio di esecizio “Attività di
direzione e ordinamento”, come richiesto dall’articolo 2.497 bis c.c..
Operazioni atipiche e/o inusuali
Ai sensi della Comunicazione Consob del 28 luglio 2006, la Società non ha posto in essere operazioni
atipiche e/o inusuali. A tal proposito sono definite come tali le operazioni che per significatività/rilevanza,
natura delle controparti, oggetto della transazione, modalità di determinazione del prezzo di
trasferimento e tempistica dell’accadimento possono dar luogo a dubbi sulla correttezza e/o completezza
dell’informazione, sul conflitto di interesse, sulla salvaguardia del patrimonio aziendale, nonché sulla
tutela degli azionisti di minoranza.
Approvazione di bilancio
L’assemblea per l’approvazione del bilancio sarà convocata, entro i termini di legge, ai sensi della
188
normativa applicabile.
Bilancio consolidato
Prospetti contabili consolidati
Conto economico consolidato
Milioni di euro
Note
2015
di cui con
parti
correlate
2014
di cui con
parti
correlate
2.356
907
2.148
867
655
297
772
353
Ricavi e proventi
Ricavi delle vendite e delle prestazioni
6
7
[Subtotale]
3.011
2.920
Costi
8
175
45
291
39
9
595
91
489
139
Costo del personale
10
339
256
Ammortamenti e impairment
11
1.041
921
12
Proventi/(Oneri) netti da contratti su commodity valutati
al fair value
[Subtotale]
13
Utile operativo
185
1
149
(134)
(131)
2.201
1.975
(25)
(23)
785
76
77
1.021
14
(108)
(81)
(21)
(19)
Quota proventi/(oneri) da partecipazioni valutate con il metodo
del patrimonio netto
15
(237)
(169)
(236)
(174)
16
Imposte
17
Risultato delle discontinued operations(*)
8
(56)
448
708
184
264
264
444
-
(4)
264
440
Quota di pertinenza del Gruppo
166
359
33.2
Interessenze di minoranza
Utile per azione: base e diluito (in euro)
18
Utile delle continuing operations: base e diluito (in euro)
Utile delle discontinued operations: base e diluito (in euro)
98
81
0,03
0,07
0,03
0,07
-
-
(*) Il risultato delle discontinued operations è interamente di pertinenza del Gruppo.
Relazione Finanziaria Annuale al 31 Dicembre 2015 – Bilancio Consolidato
190
Costi per lavori interni capitalizzati
Prospetto dell’utile consolidato complessivo rilevato nell’esercizio
Milioni di euro
Note
2015
2014
264
440
Rimisurazione delle passività per piani a benefici definiti
-
(3)
Altre componenti di conto economico complessivo che non saranno
successivamente riclassificate nell’utile/(perdita) dell'esercizio (a)
-
(3)
Utile/(Perdita) su derivati cash flow hedge
9
(41)
Quota di utile/(perdita) rilevata a patrimonio netto da società valutate con il
metodo del patrimonio netto
17
(6)
Utile/(Perdita) da differenze cambio
135
421
Altre componenti di conto economico complessivo che saranno
successivamente riclassificate nell’utile/(perdita) dell'esercizio (b)
161
374
161
371
Totale utile rilevato nell'esercizio
425
811
- Quota di pertinenza del Gruppo
288
693
- Interessenze di minoranza
137
118
Utile/(Perdita) dell'esercizio rilevato direttamente a patrimonio netto
(al netto dell’effetto fiscale) (a+b)
34
191
Altre componenti di conto economico complessivo:
Stato patrimoniale consolidato
Milioni di euro
Note
di cui con
31.12.2015 parti correlate
di cui con
ATTIVITÀ
Attività non correnti
19
15.364
13.329
20
1.328
1.378
Avviamento
21
666
871
Attività per imposte anticipate
Partecipazioni valutate con il metodo
22
701
326
23
273
323
Derivati
24
7
Altre attività finanziarie non correnti
25
201
154
190
3
Altre attività non correnti
26
[Subtotale]
18.730
7
2
428
418
158
3
16.820
Attività correnti
Rimanenze
27
163
Crediti commerciali
28
451
156
440
185
Crediti tributari
29
134
77
81
3
Derivati
24
20
9
18
15
Altre attività finanziarie correnti
30
96
29
426
221
Altre attività correnti
31
495
111
494
129
Disponibilità liquide e mezzi equivalenti
32
385
1.744
1.978
18.798
192
335
20.474
[Subtotale]
TOTALE ATTIVITÀ
184
Milioni di euro
Note
di cui con
di cui con
PATRIMONIO NETTO E PASSIVITÀ
Patrimonio netto del Gruppo
34.1
Capitale sociale
1.000
1.000
Altre riserve
6.807
6.476
166
359
[Subtotale]
7.973
7.835
34.2
1.657
1.094
34
9.630
8.929
Finanziamenti a lungo termine
35
6.367
36
36
43
Fondo rischi ed oneri
37
207
130
Passività per imposte differite
22
1.033
Derivati
24
80
Altre passività non correnti
38
173
192
7.896
7.201
Utile dell'esercizio del Gruppo
Interessenze di minoranza
TOTALE PATRIMONIO NETTO
Passività non correnti
[Subtotale]
2.455
6.035
2.455
705
59
96
71
Passività correnti
Finanziamenti a breve termine
35
713
672
865
Quote correnti dei finanziamenti a lungo termine
Quote correnti dei fondi a lungo termine e fondi a
breve termine
35
470
-
323
37
39
Debiti commerciali
39
1.268
155
888
129
Derivati
24
23
21
7
7
Debiti per imposte sul reddito
40
33
Altre passività finanziarie correnti
41
86
53
82
57
Altre passività correnti
43
316
20
403
11
20
2.668
TOTALE PASSIVITÀ
10.844
9.869
TOTALE PATRIMONIO NETTO E PASSIVITÀ
20.474
18.798
193
80
2.948
[Subtotale]
832
Prospetto delle variazioni del patrimonio netto consolidato (Nota 34)
Altre riserve
Milioni di euro
Al 1° gennaio 2015
Allocazione risultato dell'esercizio
precedente
Riserva per
benefici ai
dipendenti
Riserva
per
operazioni
su non
controlling
interest
Altre
riserve
diverse
Totale
altre
riserve
Utile
dell'esercizio
di Gruppo
Patrimonio
netto del
Gruppo
Interessenze di
minoranza
Totale
patrimonio
netto
167
(8)
-
6.377
6.476
359
7.835
1.094
8.929
Capitale
sociale
Riserve da
valutazione
strumenti
finanziari
CFH
Riserva da
partecipazioni
valutate con il
metodo del
patrimonio netto
Riserva di
traduzione
1.000
(42)
(18)
-
-
-
-
-
-
359
359
(359)
-
-
-
Dividendi
-
-
-
-
-
-
(160)
(160)
-
(160)
(28)
(188)
Operazioni su non controlling interest
Variazione area di consolidamento e
altre variazioni
-
-
-
-
-
10
-
10
-
10
-
10
-
-
-
-
-
-
-
-
454
454
Conto economico complessivo
-
(5)
17
110
-
-
-
122
166
288
137
425
-
(5)
17
110
-
-
-
122
-
122
39
161
- Utile rilevato direttamente
a patrimonio netto
- Utile dell'esercizio
Al 31 dicembre 2015
-
-
-
-
-
-
-
-
166
166
98
264
1.000
(47)
(1)
277
(8)
10
6.576
6.807
166
7.973
1.657
9.630
Altre riserve
Milioni di euro
Al 1° gennaio 2014
Allocazione risultato dell'esercizio
precedente
Capitale
sociale
Riserve da
valutazione
strumenti
finanziari
CFH
Riserva da
partecipazioni
valutate con il
metodo del
patrimonio netto
Riserva di
traduzione
Riserva per
benefici ai
dipendenti
Altre
riserve
diverse
Totale
altre
riserve
Utile
dell'esercizio
di Gruppo
Patrimonio
netto del
Gruppo
Interessenze
di minoranza
Totale patrimonio
netto
1.000
(6)
(12)
(212)
(5)
5.997
5.762
528
7.290
973
8.263
-
-
-
-
-
528
528
(528)
-
-
-
Dividendi
Variazione area di consolidamento e altre
variazioni
-
-
-
-
-
(160)
(160)
-
(160)
(26)
(186)
-
-
-
-
-
12
12
-
12
29
41
Conto economico complessivo
-
(36)
(6)
379
(3)
-
334
359
693
118
811
-
(36)
(6)
379
(3)
-
334
-
334
37
371
di cui
- Utile rilevato direttamente
a patrimonio netto
- Utile dell'esercizio
Al 31 dicembre 2014
-
-
-
-
-
-
-
359
359
81
440
1.000
(42)
(18)
167
(8)
6.377
6.476
359
7.835
1.094
8.929
194
di cui
Rendiconto finanziario consolidato
Milioni di euro
Note
di cui
parti
correlate
2015
Risultato prima delle imposte discontinued operations
di cui
parti
correlate
2014
448
708
-
(4)
1.041
921
48
-
Rettifiche per:
11
Accantonamenti ai fondi rischi ed oneri
Quota (proventi)/oneri netti da partecipazioni valutate con il metodo
16
(8)
(Proventi)/Oneri finanziari netti da contratti derivati
14
108
81
21
19
Altri (proventi)/oneri finanziari netti
15
237
169
236
174
(Plusvalenze)/Minusvalenze e altri elementi non monetari
Flusso di cassa generato da attività operativa prima delle variazioni del
capitale circolante netto
Incremento/(Decremento) fondi rischi e oneri e TFR e altri benefici ai
dipendenti
36,
37
28,
39
(Incremento)/Decremento di rimanenze
(Incremento)/Decremento crediti e debiti commerciali
(Incremento)/Decremento di altre attività/passività correnti e non
correnti
Interessi attivi/(passivi) e altri proventi/(oneri) finanziari
incassati/(pagati)
Dividendi da collegate
23
Imposte pagate
Flusso di cassa da attività operativa (a)
56
(205)
(218)
1.669
1.720
33
1
14
(90)
342
55
8
(34)
(161)
(41)
(111)
(36)
(339)
(159)
(299)
(221)
11
44
(274)
(240)
1.295
1.033
Investimenti in immobili, impianti e macchinari
19
(2.431)
(1.570)
Investimenti in attività immateriali
Investimenti in imprese (o rami di imprese) al netto delle disponibilità
liquide e mezzi equivalenti
Dismissioni di imprese (o rami di imprese) al netto delle disponibilità
liquide e mezzi equivalenti
20
(31)
(49)
(58)
(78)
(Incremento)/Decremento di altre attività di investimento
Flusso di cassa da attività di investimento (b)
Nuove emissioni ed altre variazioni nette di debiti finanziari
35
945
586
(16)
(26)
(1.591)
(1.137)
93
296
277
(101)
(204)
(139)
(192)
(131)
Dividendi pagati
Incassi/(Esborsi) per operazioni di cessione/(acquisto) di quote non
controlling interest
34.2
441
Apporti netti di capitale proprio da terzi
34.2
15
-
345
85
1
17
Flusso di cassa da attività di finanziamento (c)
Effetto variazione dei cambi su disponibilità liquide e mezzi
equivalenti (d)
Incremento/(Decremento) disponibilità liquide e mezzi
equivalenti (a+b+c+d)
Disponibilità liquide e mezzi equivalenti all'inizio dell'esercizio
(*)
-
50
(2)
335
337
385
335
(*) di cui disponibilità liquide delle "Attività classificate come possedute per la vendita" pari a 10 milioni di euro al 1° gennaio 2014
restated.
195
Ammortamenti e impairment
Note di commento
1. Forma e contenuto del Bilancio
La società Enel Green Power SpA ha sede in Italia, a Roma, in viale Regina Margherita 125. Le azioni
della società sono quotate sui mercati azionari di Milano e Madrid; alla data di efficacia della scissione
(per la cui trattazione si rimanda al paragrafo della Relazione sulla Gestione “Fatti di rilievo del 2015” e
alla Nota 50 “Fatti di rilievo intervenuti dopo la chiusura dell’esercizio”), Enel risulterà quindi unico socio
di Enel Green Power e le azioni cesseranno di essere negoziate sul mercato telematico azionario
organizzato e gestito da Borsa Italiana SpA e sul sistema elettronico di negoziazione continua spagnolo.
Enel Green Power è la società del Gruppo Enel interamente dedicata allo sviluppo e gestione delle attività
di generazione di energia da fonti rinnovabili a livello internazionale, presente in Europa, nel continente
americano, in Africa e in India. Grazie alla sua diversificazione tecnologica e geografica, Enel Green Power
rappresenta un “unicum” nel settore delle rinnovabili, a livello mondiale.
Il Bilancio consolidato della Società per l’esercizio chiuso al 31 dicembre 2015 comprende i bilanci di Enel
Green Power SpA e delle sue controllate, la quota di partecipazione del Gruppo in società collegate e joint
venture (“il Gruppo”). L’elenco delle società controllate, collegate e joint venture incluse nell’area di
consolidamento è riportato in allegato.
La pubblicazione del presente Bilancio consolidato è stata autorizzata dagli Amministratori in data 21
marzo 2016. Il presente bilancio è assoggettato a revisione legale da parte di Reconta Ernst & Young
SpA.
Base di presentazione
Il Bilancio consolidato relativo all’esercizio chiuso al 31 dicembre 2015 è stato predisposto in conformità
ai principi contabili internazionali (International Accounting Standards – IAS e International Financial
Reporting Standards – IFRS) emanati dall’International Accounting Standards Board (IASB) e alle
interpretazioni IFRIC e SIC, riconosciuti nell’Unione Europea ai sensi del regolamento (CE) n. 1606/2002
ed in vigore alla chiusura dell’esercizio. L’insieme di tutti i principi ed interpretazioni di riferimento
sopraindicati è di seguito definito “IFRS-EU”.
Il presente bilancio è stato predisposto in attuazione del comma 3 dell’art. 9 del decreto legislativo n. 38
del 28 febbraio 2005.
complessivo rilevato nell’esercizio, dallo Stato patrimoniale consolidato, dal Prospetto delle variazioni del
patrimonio netto consolidato, dal Rendiconto finanziario consolidato, nonché dalle relative Note di
commento.
Nello Stato patrimoniale consolidato la classificazione delle attività e passività è effettuata secondo il
criterio “corrente/non corrente” con specifica separazione, qualora presenti, delle attività classificate
come possedute per la vendita e delle passività incluse in un gruppo in dismissione classificato come
posseduto per la vendita. Le attività correnti, che includono le disponibilità liquide e i mezzi equivalenti,
sono quelle destinate a essere realizzate, cedute o consumate nel normale ciclo operativo del Gruppo o
nei dodici mesi successivi alla chiusura dell’esercizio; le passività correnti sono quelle per le quali è
prevista l’estinzione nel normale ciclo operativo del Gruppo o nei dodici mesi successivi alla chiusura
dell’esercizio.
Il Conto economico consolidato è classificato in base alla natura dei costi, con separata evidenza del
risultato netto delle continuing operation e di quello delle eventuali discontinued operation attribuibile agli
azionisti della Capogruppo e ai terzi.
196
Il Bilancio consolidato è costituito dal Conto economico consolidato, dal Prospetto dell’utile consolidato
Il Rendiconto finanziario consolidato è presentato utilizzando il metodo indiretto, con separata evidenza
dell’eventuale flusso di cassa da attività operativa, da attività di investimento e da attività di
finanziamento associato alle discontinued operations.
In particolare, seppur nella classificazione delle voci il Gruppo non si discosti da quanto previsto dallo IAS
7, si precisa quanto segue:
>
nei flussi di cassa da attività operativa si riportano, oltre ai flussi di cassa rivenienti dalla gestione
caratteristica, gli interessi sui finanziamenti concessi e ottenuti, nonché i dividendi ricevuti dalle
società in joint venture o collegate;
>
le attività di investimento/disinvestimento trovano riscontro negli investimenti in attività materiali
e immateriali e nelle relative dismissioni, includono gli effetti delle business combination in cui il
Gruppo acquisisce o perde il controllo di società, nonché altri investimenti minori;
>
nei flussi da attività di finanziamento sono invece inclusi i flussi di cassa originati da operazioni di
liability management, i dividendi pagati a terzi dalla Capogruppo o dalle società consolidate,
nonché gli effetti di operazioni su interessenze di terzi che non modificano lo status di controllo
delle società interessate;
>
si esplicita in una voce separata l’effetto cambio sulle disponibilità liquide e mezzi equivalenti e si
stornano, quindi, integralmente gli effetti di conto economico in modo da neutralizzare il loro
effetto nel cash flow da attività operativa.
Per i commenti ai flussi di cassa del rendiconto finanziario si rimanda alla nota ai “Flussi Finanziari” della
relazione sulla gestione.
Gli schemi del Conto economico, dello Stato patrimoniale e del Rendiconto finanziario evidenziano le
transazioni con parti correlate, per la cui definizione si rimanda al paragrafo successivo.
Il bilancio è redatto nella prospettiva della continuità aziendale applicando il metodo del costo storico, ad
eccezione delle voci di bilancio che secondo gli IFRS-EU sono rilevate al fair value, come indicato nei
criteri di valutazione delle singole voci, e delle eventuali attività non correnti (o gruppi in dismissione)
classificate come possedute per la vendita che sono valutate al minore tra il valore contabile e il fair value
al netto dei costi di vendita.
La valuta utilizzata dal Gruppo per la presentazione del Bilancio consolidato è l’euro, che è anche la valuta
funzionale della Capogruppo Enel Green Power SpA; tutti i valori sono espressi in milioni di euro, tranne
quando diversamente indicato.
2. Principi contabili e criteri di valutazione
Uso di stime e giudizi del management
La redazione del bilancio consolidato, in applicazione degli IFRS-EU, richiede che il management prenda
decisioni ed effettui stime e assunzioni che possono aver effetto sui valori dei ricavi, dei costi, delle
attività e delle passività di bilancio e sulla relativa informativa, nonché sulle attività e passività potenziali
alla data di riferimento. Le stime e i giudizi del management si basano sulle esperienze pregresse e su
altri fattori considerati ragionevoli nella fattispecie; essi vengono adottati quando il valore contabile delle
attività e passività non è facilmente desumibile da altre fonti. I risultati che si consuntiveranno, pertanto,
potrebbero differire da tali stime. Le stime e le assunzioni sono riviste periodicamente e gli effetti di ogni
variazione sono riflessi a Conto economico, qualora la stessa interessi solo quell’esercizio. Nel caso in cui
la revisione interessi esercizi sia correnti sia futuri, la variazione è rilevata nell’esercizio in cui la revisione
viene effettuata e nei relativi periodi futuri.
Al fine di una migliore comprensione del bilancio, di seguito, sono indicate le principali voci di bilancio
interessate dall’uso di stime contabili e le fattispecie che risentono di una significativa componente del
197
Il bilancio fornisce informativa comparativa del precedente esercizio.
giudizio del management, evidenziando le principali assunzioni utilizzate nel loro processo di valutazione,
nel rispetto dei sopra richiamati principi contabili internazionali. La criticità insita in tali valutazioni è
determinata, infatti, dal ricorso ad assunzioni e/o a giudizi professionali relativi a tematiche per loro
natura incerte.
Le modifiche delle condizioni alla base delle assunzioni e dei giudizi adottati potrebbero determinare un
impatto significativo sui risultati successivi.
Uso di stime
Piani pensionistici e altre prestazioni post-pensionmento
Una parte dei dipendenti del Gruppo beneficia di piani pensionistici che offrono prestazioni previdenziali
basate sulla storia retributiva e sui rispettivi anni di servizio. Alcuni dipendenti beneficiano, inoltre, della
copertura di altri piani di benefici post-pensionamento.
I calcoli dei costi e delle passività associate a tali piani sono basati su stime effettuate da consulenti
attuariali, che utilizzano una combinazione di fattori statistico-attuariali, tra cui dati statistici relativi agli
anni passati e previsioni dei costi futuri. Sono inoltre considerati come componenti di stima gli indici di
mortalità e di recesso, le ipotesi relative all’evoluzione futura dei tassi di sconto, dei tassi di crescita delle
retribuzioni, dei tassi inflazionistici, nonché l’analisi dell’andamento tendenziale dei costi dell’assistenza
sanitaria.
Tali stime potranno differire sostanzialmente dai risultati effettivi, per effetto dell’evoluzione delle
condizioni economiche e di mercato, di incrementi/riduzione dei tassi di recesso e della durata di vita dei
partecipanti, oltre che di variazioni dei costi effettivi dell’assistenza sanitaria.
Tali differenze potranno avere un impatto significativo sulla quantificazione della spesa previdenziale e
degli altri oneri a questa collegati.
Recuperabilità di attività non correnti
Il valore contabile delle attività non correnti viene sottoposto a verifica periodica e ogni qualvolta le
circostanze o gli eventi ne richiedano la necessità. L’avviamento viene sottoposto a verifica almeno
annualmente. Tali verifiche di recuperabilità vengono svolte secondo i criteri previsti dallo IAS 36 e più
dettagliatamente descritti nella successiva Nota 21 relativa all’Avviamento.
In particolare, il valore recuperabile di un’attività non corrente si basa sulle stime e sulle assunzioni
utilizzate per la determinazione dell’ammontare dei flussi di cassa e del tasso di attualizzazione applicato.
valore, lo stesso è svalutato fino a concorrenza del relativo valore recuperabile, stimato con riferimento al
suo utilizzo e alla eventuale cessione futura, in base a quanto stabilito nel più recente piano aziendale.
Le stime dei fattori utilizzati nel calcolo del valore recuperabile sono descritte più dettagliatamente nel
successivo paragrafo “Impairment delle attività non finanziarie”. Tuttavia, possibili variazioni dei fattori di
stima su cui si basa il calcolo dei predetti valori recuperabili potrebbero produrre valutazioni diverse.
L’analisi di ciascuno dei gruppi di attività non correnti è unica e richiede alla direzione aziendale l’uso di
stime e ipotesi considerate prudenti e ragionevoli in relazione alle specifiche circostanze.
Valore ammortizzabile di alcuni elementi degli impianti della filiera idroelettrica italiana a
seguito della legge n. 134/2012
La legge 7 agosto 2012, n. 134 recante “Misure urgenti per la crescita del Paese”, pubblicata nella
Gazzetta Ufficiale in data 11 agosto 2012, ha profondamente innovato la disciplina delle concessioni
idroelettriche, prevedendo, tra l’altro, che cinque anni prima dello scadere di una concessione di grande
derivazione per uso idroelettrico e nei casi di decadenza, rinuncia e revoca, ove non sussista un
prevalente interesse pubblico ad un diverso uso delle acque incompatibile con il mantenimento dell’uso a
198
Qualora si ritenga che il valore contabile di un gruppo di attività non correnti abbia subìto una perdita di
fine idroelettrico, l’amministrazione competente indica una gara, ad evidenza pubblica, per l’attribuzione
a titolo oneroso della concessione per un periodo di durata da venti anni fino ad un massimo di trenta
anni.
Al fine di garantire la continuità gestionale, la Legge di cui sopra ha altresì definito le modalità di
trasferimento dal concessionario uscente al nuovo concessionario della titolarità del ramo di azienda
necessario per l’esercizio della concessione, comprensivo di tutti i rapporti giuridici afferenti alla
concessione stessa, dietro il riconoscimento di un corrispettivo, da determinarsi in contradditorio tra il
concessionario uscente e l’amministrazione concedente, tenuto conto dei seguenti elementi:
>
per le opere di raccolta, di regolazione e di condotte forzate ed i canali di scarico, considerati
gratuitamente devolvibili dal Testo unico delle disposizioni di legge sulle acque e impianti elettrici
(articolo 25 del R.D. 11 dicembre 1933, n. 1775), sulla base del costo storico rivalutato, calcolato al
netto dei contributi pubblici in conto capitale, anch’essi rivalutati, ricevuti dal concessionario per la
realizzazione di tali opere, diminuito nella misura della stima dell’ordinario degrado;
>
per i beni materiali diversi dai precedenti, sulla base del valore di mercato, inteso come valore di
ricostruzione a nuovo diminuito nella misura dell’ordinario degrado.
Pur riconoscendo che la nuova normativa introduce importanti novità in materia di trasferimento della
titolarità del ramo di azienda relativo all’esercizio delle concessioni idroelettriche, risultano evidenti tutte
le difficoltà legate all’applicazione pratica dei suddetti principi cui rimangono associate delle incertezze
che non consentono di effettuare una stima affidabile del valore che potrà essere recuperato al termine
delle attuali concessioni (valore residuo).
Pertanto, il management ha ritenuto di non poter procedere ad una stima del valore residuo.
Dato che la norma in oggetto impone comunque al concessionario subentrante di riconoscere un
corrispettivo al concessionario uscente, il management ha riconsiderato il periodo di ammortamento dei
beni definiti come gratuitamente devolvibili prima della Legge n. 134/2012 (fino all’esercizio chiuso al 31
dicembre 2011, stante la loro gratuita devolvibilità, il periodo di ammortamento era commisurato al
termine più ravvicinato fra quello della concessione o della vita utile del singolo bene), commisurandolo
non più alla durata della concessione ma, se più ampia, alla vita economico tecnica del singolo bene.
Qualora si renderanno disponibili elementi ulteriori per effettuare una stima affidabile del valore residuo,
si procederà alla modifica prospettica dei valori contabili delle attività coinvolte.
Determinazione del fair value di strumenti finanziari
mercato, ove disponibili, o, per gli strumenti finanziari non quotati utilizzando specifiche tecniche di
valutazione (principalmente basate sul present value) che massimizzano input osservabili sul mercato.
Nelle rare circostanze ove ciò non fosse possibile, gli input sono stimati dal management tenendo conto
delle caratteristiche degli strumenti oggetto di valutazione.
In conformità con il principio contabile internazionale IFRS 13, il Gruppo include la misura del rischio di
credito, sia della controparte (Credit Valuation Adjustment o CVA) che proprio (Debit Valuation
Adjustment o DVA), al fine di poter effettuare l’aggiustamento del fair value degli strumenti finanziari
derivati per la corrispondente misura del rischio controparte.
In particolare, il Gruppo misura il CVA/DVA basandosi sull’esposizione netta di portafoglio verso ciascuna
controparte e allocando, successivamente, l’aggiustamento sui singoli strumenti finanziari che lo
costituiscono. Al fine di misurare il CVA/DVA, il Gruppo utilizza la tecnica di valutazione basata sulla
Potential Future Exposure, i cui input sono prevalentemente osservabili sul mercato.
Variazioni nelle assunzioni effettuate nella stima dei dati di input potrebbero avere effetti sul fair value
rilevato in bilancio per tali strumenti.
199
Il fair value degli strumenti finanziari è determinato sulla base di prezzi direttamente osservabili sul
Recupero di imposte anticipate
Al 31 dicembre 2015 il bilancio consolidato comprende attività per imposte anticipate, connesse alla
rilevazione di perdite fiscali utilizzabili in esercizi successivi e a componenti di reddito a deducibilità
tributaria differita, per un importo il cui recupero negli esercizi futuri è ritenuto dagli Amministratori
altamente probabile.
La recuperabilità delle suddette imposte anticipate è subordinata al conseguimento di utili imponibili futuri
sufficientemente capienti per l’assorbimento delle predette perdite fiscali e per l’utilizzo dei benefici delle
altre attività fiscali differite.
Significativi giudizi del management sono richiesti per determinare l’ammontare dell’imposte anticipate
che possono essere rilevate in bilancio, in base alla tempistica e all’ammontare dei redditi imponibili futuri
nonché alle future strategie di pianificazione fiscale. Tuttavia, nel momento in cui si dovesse constatare
che il Gruppo non sia in grado di recuperare negli esercizi futuri la totalità o una parte delle imposte
anticipate rilevate, la conseguente rettifica verrà imputata al Conto economico dell’esercizio in cui si
verifica tale circostanza.
Contenziosi
Il Gruppo Enel Green Power è parte in giudizio in diversi contenziosi legali relativi alla produzione di
energia elettrica. Data la natura di tali contenziosi, non è sempre oggettivamente possibile prevedere
l’esito finale di tali vertenze, alcune delle quali potrebbero concludersi con esito sfavorevole.
Sono stati costituiti fondi destinati a coprire tutte le passività significative per i casi in cui i legali abbiano
constatato la probabilità di un esito sfavorevole e una stima ragionevole dell’importo della perdita.
Smantellamento e ripristino siti
Nel calcolo della passività relativa allo smantellamento degli impianti e ripristino dei siti in cui essi
insistono, in particolare per lo smantellamento degli impianti fotovoltaici ed eolici, la stima dei costi futuri
rappresenta un processo critico.
L’obbligazione, basata su ipotesi finanziarie e ingegneristiche, è calcolata attualizzando i futuri flussi di
cassa attesi che il Gruppo ritiene di dover pagare a seguito dell’operazione di smantellamento.
Il tasso di sconto impiegato per l’attualizzazione della passività è quello cosiddetto privo di rischio, al
lordo delle imposte (risk free rate), e si basa sui parametri economici del Paese dove l’impianto è
dislocato.
ed è rivista, ogni anno, tenendo conto dello sviluppo nelle tecniche di smantellamento e ripristino, nonché
della continua evoluzione delle leggi esistenti in materia di protezione della salute e della tutela
ambientale.
Successivamente il valore dell’obbligazione è adeguato per riflettere il trascorrere del tempo e le
eventuali variazioni di stima.
Business combination
La rilevazione di aggregazioni aziendali implica la valutazione del fair value delle attività acquisite e delle
passività assunte, ivi incluse contingent consideration oggetto di successiva regolazione. Per tali elementi,
la stima e le assunzioni effettuate sono contenute nei rispettivi commenti ai principi contabili adottati.
200
Tale passività è quantificata dal management sulla base della tecnologia esistente alla data di valutazione
Giudizi del management
Identificazione delle Cash Generating Unit (CGU)
In applicazione delle disposizioni dello IAS 36 “Riduzione di valore delle attività”, l’avviamento iscritto nel
Bilancio consolidato del Gruppo, in virtù di operazioni di aggregazione aziendale, è stato allocato a singole
CGU o a gruppi di CGU, che si prevede beneficeranno dall’aggregazione. Una CGU rappresenta il più
piccolo gruppo di attività che genera flussi finanziari largamente indipendenti.
Nel processo di individuazione delle predette CGU, il management ha tenuto conto della natura specifica
dell’attività e del business a cui essa appartiene (area territoriale, aree di business, normativa di
riferimento, ecc.), verificando che i flussi finanziari in entrata derivanti da un gruppo di attività fossero
strettamente indipendenti ed ampiamente autonomi da quelli derivanti da altre attività (o gruppi di
attività).
Le attività incluse in ogni CGU sono state individuate anche sulla base delle modalità attraverso le quali il
management le gestisce e le monitora nell’ambito del cosiddetto business model adottato.
Le CGU identificate dal management cui è stato allocato l’avviamento iscritto nel presente Bilancio
consolidato sono riportate nel paragrafo relativo alla voce “Avviamento”, cui si rimanda.
Il numero e il perimetro delle CGU sono sistematicamente aggiornati per riflettere gli effetti di nuove
operazioni di aggregazione e riorganizzazione realizzate dal Gruppo, nonché per tener conto di quei
fattori esterni che potrebbero influire sulla capacità di generare flussi finanziari autonomi da parte di
gruppi di asset aziendali.
Valutazione dell’esistenza dei requisiti del controllo
Secondo le previsioni del principio contabile IFRS 10, il controllo è ottenuto quando il Gruppo è esposto, o
ha diritto ai rendimenti variabili derivanti dal rapporto con la partecipata e ha la capacità, attraverso
l’esercizio del potere sulla partecipata, di influenzarne i relativi rendimenti. Il potere è definito come la
capacità attuale di dirigere le attività rilevanti della partecipata in virtù di diritti sostanziali esistenti.
L’esistenza del controllo non dipende esclusivamente dal possesso della maggioranza dei diritti di voto,
ma dai diritti sostanziali dell’investitore sulla partecipata. Conseguentemente, è richiesto il giudizio del
management per valutare specifiche situazioni che determinino diritti sostanziali che attribuiscono al
Gruppo il potere di dirigere le attività rilevanti della partecipata in modo da influenzarne i rendimenti.
Ai fini dell’assessment del requisito del controllo, il management analizza tutti i fatti e le circostanze,
potenziali (call option, put option assegnate ad azionisiti minoritari, call e option incrociate, warrant,
ecc.). Tali altri fatti e circostanze possono risultare particolarmente rilevanti nell’ambito di tale
valutazione soprattutto nei casi in cui il Gruppo detiene meno della maggioranza dei diritti di voto, o
diritti similari, della partecipata. Il Gruppo riesamina l’esistenza delle condizioni di controllo su una
partecipata quando i fatti e le circostanze indichino che ci sia stata una variazione di uno o più elementi
considerati per la verifica della sua esistenza.
Valutazione dell’esistenza del controllo congiunto e del tipo di accordo congiunto
Secondo le previsioni del principio contabile IFRS 11, un accordo congiunto è un accordo del quale due o
più parti detengono il controllo congiunto.
Si ha il controllo congiunto quando per le decisioni relative alle attività rilevanti dell’accordo congiunto è
richiesto il consenso unanime o almeno di due parti dell’accordo stesso.
Un accordo congiunto si può configurare come una joint venture o una joint operation. Una joint venture
è un accordo a controllo congiunto nel quale le parti che detengono il controllo congiunto vantano diritti
sulle attività nette dell’accordo. Per contro, una joint operation è un accordo a controllo congiunto nel
201
inclusi gli accordi con gli altri investitori, i diritti derivanti da altri accordi contrattuali e dai diritti di voto
quale le parti che detengono il controllo congiunto hanno diritti sulle attività e obbligazioni per le passività
relative all’accordo.
Ai fini di determinare l’esistenza del controllo congiunto e il tipo di accordo congiunto, è richiesto il
giudizio del management, che dovrà valutare i diritti e gli obblighi derivanti dall’accordo. A tal fine il
management considera la struttura e la forma legale dell’accordo, i termini concordati tra le parti
nell’accordo contrattuale e, quando rilevanti, altri fatti e circostanze.
Il Gruppo riesamina l’esistenza del controllo congiunto quando i fatti e le circostanze indichino che ci sia
stata una variazione di uno o più elementi precedentemente considerati per la verifica dell’esistenza del
controllo congiunto e del tipo di controllo congiunto.
Valutazione dell’esistenza dell’influenza notevole su una società collegata
Le partecipazioni in imprese collegate sono quelle in cui la società esercita un’influenza notevole, ossia
quelle in cui si ha il potere di partecipare alla determinazione delle politiche finanziarie e gestionali senza
averne il controllo o il controllo congiunto. In linea generale, si presume che il Gruppo abbia un’influenza
notevole quando lo stesso detiene una partecipazione di almeno il 20% sul capitale della partecipata.
Al fine di determinare l’esistenza dell’influenza notevole è richiesto il giudizio del management che dovrà
valutare tutti i fatti e le circostanze.
Il Gruppo riesamina l’esistenza dell’influenza notevole quando i fatti e le circostanze indichino che ci sia
stata una variazione di uno o più elementi considerati per la verifica dell’esistenza di tale influenza
notevole.
Identificazione dei business
Il Gruppo acquista delle entità che detengono delle cosiddette pipeline di progetti per la produzione di
energia da fonti rinnovabili. In applicazione dell’IFRS 3 il complesso delle attività acquisite, pur essendo in
fase di sviluppo, è qualificato come “business” se (i) il piano di realizzazione è pianificato, (ii) il piano può
sfruttare delle attività e dei diritti, (iii) il piano è già orientato alla produzione e alla vendita di energia.
Applicazione dell’IFRIC 12 “Accordi per servizi di concessione” alle concessioni
L’IFRIC 12 “Accordi per servizi in concessione” si applica ai servizi in concessione “public-to-private”, i
quali possono essere definiti come dei contratti in cui il concedente trasferisce ad un concessionario il
diritto a prestare dei servizi che danno accesso alle principali facility pubbliche per un determinato
In particolare, l’IFRIC 12 si applica agli accordi per servizi in concessione da “public-to-private” se il
concedente:
>
controlla o regolamenta quali servizi il concessionario deve fornire con l’infrastruttura, a chi li deve
fornire e a quale prezzo; e
>
controlla, tramite la proprietà o in un altro modo, qualsiasi interessenza residua significativa
nell’infrastruttura alla scadenza dell’accordo.
Al fine di valutare l’applicabilità di tali disposizioni per il Gruppo, il management ha provveduto ad
effettuare un’attenta analisi delle concessioni esistenti.
Sulla base di tali analisi, le disposizioni dell’IFRIC 12 non sono risultate applicabili ad alcuna delle
infrastrutture del Gruppo.
Identificazione delle attività disponibili per la vendita e delle Discontinued Operations
Il Gruppo pianifica delle operazioni che possono comportare la cessione di attività nette o la dismissione
di operazioni. Nelle more del perfezionamento di queste operazioni, la Direzione effettua delle attente
202
periodo di tempo previa gestione dell’infrastruttura utilizzata per fornire tali servizi pubblici.
valutazioni al fine di identificare il momento nel quale i presupposti previsti dal principio di riferimento
IFRS 5 debbano ritenersi soddisfatti.
Parti correlate
Per parti correlate si intendono principalmente quelle che condividono con Enel Green Power SpA il
medesimo soggetto controllante, le società che direttamente o indirettamente, attraverso uno o più
intermediari, controllano, sono controllate, oppure sono soggette a controllo congiunto da parte di Enel
Green Power SpA e quelle nelle quali la medesima detiene una partecipazione tale da poter esercitare
un’influenza notevole. Nella definizione di parti correlate rientrano, inoltre, quelle entità che gestiscono
piani di benefici post-pensionistici per i dipendenti di Enel Green Power SpA o di sue società correlate
(nello specifico i Fondi pensione Fopen e Fondenel),nonché i Sindaci e i loro stretti familiari, i dirigenti con
responsabilità strategiche e i loro stretti familiari, di Enel Green Power SpA e delle società da questa
direttamente e/o indirettamente controllate. I dirigenti con responsabilità strategiche sono coloro che
hanno il potere e la responsabilità, diretta o indiretta, della pianificazione, della direzione, del controllo
delle attività della società e comprendono i relativi Amministratori.
Società controllate
Per società controllate si intendono tutte le società di cui il Gruppo ha il controllo. I valori delle società
controllate sono consolidati integralmente linea per linea nei conti consolidati a partire dalla data in cui il
Gruppo ne acquisisce il controllo e sino alla data in cui tale controllo cessa di esistere.
Procedure di consolidamento
I bilanci delle società partecipate utilizzati ai fini della predisposizione del Bilancio consolidato al 31
dicembre 2015 sono elaborati in accordo con i principi contabili adottati dalla Capogruppo.
Se una società controllata utilizza principi contabili diversi da quelli adottati nel bilancio consolidato per
operazioni e fatti simili in circostanze similari, al fine del consolidamento il bilancio di tale società viene
opportunamente rettificato per garantire la conformità ai principi contabili di gruppo.
Le attività, le passività, i ricavi e i costi di società controllate acquisite o dismesse durante l’esercizio sono
inclusi nel bilancio consolidato rispettivamente dalla data in cui il Gruppo ottiene o perde il controllo
dell’impresa controllata.
Il risultato dell’esercizio e le altre componenti di conto economico complessivo sono attribuiti agli azionisti
Le attività, le passività, gli elementi del patrimonio netto, gli utili, le perdite e i flussi di cassa relativi a
transazioni infragruppo sono completamente eliminati.
Le variazioni nella quota di possesso in partecipazioni in imprese controllate che non implicano la perdita
del controllo sono rilevate come operazioni sul capitale rettificando la quota attribuibile agli azionisti della
Capogruppo e quella ai terzi per riflettere la variazione della quota di possesso. L’eventuale differenza tra
il corrispettivo pagato o incassato e la corrispondente frazione di patrimonio netto acquisito o venduto
viene rilevata direttamente nel patrimonio netto consolidato.
Quando il Gruppo perde il controllo, l’eventuale partecipazione residua nella società precedentemente
controllata viene rimisurata al fair value (con contropartita il conto economico) alla data in cui si perde il
controllo. Inoltre, la quota delle OCI riferita alla controllata di cui si perde il controllo è trattata
contabilmente come se il Gruppo avesse direttamente dismesso le relative attività o passività.
Partecipazioni in società collegate e joint arrangement
Per joint venture (società a controllo congiunto) si intendono le società su cui il Gruppo detiene il
controllo congiunto e vanta diritti sulle attività nette delle stesse. Per controllo congiunto si intende la
203
della Capogruppo e ai terzi anche se i risultati attribuiti a questi ultimi presentano una perdita.
condivisione del controllo di un accordo, che esiste unicamente quando per le decisioni riguardanti le
attività rilevanti è richiesto il consenso unanime di tutte le parti che condividono il controllo.
Per società collegate si intendono le società su cui il Gruppo esercita un’influenza notevole. L’influenza
notevole è il potere di partecipare alla determinazione delle politiche finanziarie e gestionali della
partecipata senza averne il controllo o il controllo congiunto.
Le partecipazioni in imprese collegate e le joint venture sono valutate con il metodo del patrimonio netto
(equity method).
Con l’applicazione di tale metodo, tali partecipazioni sono rilevate inizialmente al costo allocando nel
valore contabile delle stesse l’eventuale avviamento emergente dalla differenza tra il costo della
partecipazione e la quota di interessenza del Gruppo nel fair value netto delle attività e delle passività alla
data di acquisizione; tale avviamento non viene sottoposto separatamente a verifica per riduzione di
valore.
Successivamente, il costo della partecipazione è rettificato per rilevare la quota di pertinenza del Gruppo
dell’utile (perdita) complessivo della collegata o joint venture, realizzato a partire dalla data
d’acquisizione. Le componenti di conto economico complessivo relative a tali partecipazioni sono
presentate come specifiche voci delle altri componenti di conto economico complessivo del Gruppo.
I dividendi ricevuti da partecipazioni in imprese collegate e joint venture sono contabilizzati a rettifica del
valore contabile della partecipazione. I flussi di cassa derivanti da tali dividendi, nel Rendiconto
finanziario, sono rappresentati nell’ambito dei flussi di cassa da attività operativa.
Gli utili e le perdite derivanti da transazioni tra il Gruppo e una società collegata o joint venture sono
rilevati nel bilancio consolidato soltanto limitatamente alla quota d’interessenza di terzi nella collegata o
nella joint venture.
I bilanci delle società collegate e delle joint venture sono presentati per lo stesso periodo contabile del
Gruppo, apportando, se necessario, le eventuali rettifiche per garantire la conformità ai principi contabili
di Gruppo.
Successivamente all’applicazione del metodo del patrimonio netto, il Gruppo valuta se è necessario
rilevare un impairment relativo alle partecipazioni nella collegata o joint venture. Se vi sono indicazioni
che le partecipazioni hanno subito una perdita di valore, il Gruppo determina l’ammontare
dell’impairment quale differenza tra valore recuperabile della partecipazione e il suo valore contabile.
Quando un’interessenza partecipativa cessa di essere una collegata o una joint venture, il Gruppo rileva
l’eventuale partecipazione residua nella società al fair value (con contropartita il conto economico); la
direttamente dismesso le relative attività o passività.
In caso di cessione di una quota di partecipazione che non implica la perdita di influenza notevole o del
controllo congiunto, il Gruppo continua ad applicare il metodo del patrimonio netto e la quota degli utili e
delle perdite precedentemente rilevati a patrimonio netto nell’ambito delle OCI relativa a tale riduzione è
trattata contabilmente come se il Gruppo avesse direttamente dismesso le relative attività o passività.
Quando una quota di una partecipazione in imprese collegate o joint venture soddisfa le condizioni per
essere classificata come detenuta per la vendita, la parte residua di tale partecipazione che non è stata
classificata come posseduta per la vendita è valutata con il metodo del patrimonio netto fino alla
dismissione della parte classificata come posseduta per la vendita.
L’informativa relativa alle partecipazioni in imprese collegate e in joint venture significative per il Gruppo
è riportata nella nota “Partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto”.
Conversione delle poste in valuta
Le transazioni in valuta diversa dalla valuta funzionale sono rilevate al tasso di cambio in essere alla data
dell’operazione. Le attività e le passività monetarie denominate in valuta diversa dalla valuta funzionale
204
quota delle OCI riferita alla collegata o joint venture è trattata contabilmente come se il Gruppo avesse
sono successivamente adeguate al tasso di cambio in essere alla data di chiusura dell’esercizio. Le attività
e passività non monetarie denominate in valuta e iscritte al costo storico sono convertite utilizzando il
tasso di cambio in vigore alla data di iniziale rilevazione dell’operazione. Le attività e passività non
monetarie denominate in valuta e iscritte al fair value sono convertite utilizzando il tasso di cambio alla
data di determinazione di tale valore. Le differenze cambio eventualmente emergenti sono riflesse nel
Conto economico.
Conversione dei bilanci in valuta
Nel Bilancio consolidato i risultati, le attività e le passività sono espressi in euro, che rappresenta anche la
valuta funzionale della Capogruppo Enel Green Power SpA.
Ai fini della predisposizione del Bilancio consolidato, i bilanci delle partecipate con valuta funzionale
diversa da quella di presentazione del Bilancio Consolidato, sono convertiti in euro applicando alle attività
e passività, inclusi l’avviamento e le rettifiche effettuate in sede di consolidamento, il tasso di cambio in
essere alla data di chiusura dell’esercizio e alle voci di Conto economico i cambi medi dell’esercizio se
approssimano i tassi di cambio in essere alla data delle rispettive operazioni.
Le relative differenze cambio sono rilevate direttamente a patrimonio netto e sono esposte
separatamente in un’apposita riserva dello stesso; tale riserva è riversata proporzionalmente a Conto
economico al momento della cessione della partecipazione (parziale o totale).
Al e per l'esercizio chiuso al 31
dicembre 2015
Al e per l'esercizio
chiuso al 31 dicembre
2014
Medio
Finale
Medio
Finale
Dollaro statunitense
1,11
1,09
1,33
1,21
Dollaro canadese
1,42
1,51
1,47
1,41
Real brasiliano
3,70
4,31
3,12
3,22
Leu rumeno
4,45
4,52
4,44
4,48
14,17
16,95
14,4
14,04
3,53
3,71
3,77
3,63
72,22
72,02
-
-
South African Rand
Nuovo Sole Peru
Rupia indiana
Aggregazioni aziendali
Le aggregazioni aziendali antecedenti al 1° gennaio 2010 e concluse entro il predetto esercizio, sono
state rilevate in base a quanto previsto dall’IFRS 3 (2004).
method), ove il costo di acquisto è pari al fair value alla data di scambio delle attività cedute, delle
passività sostenute o assunte, più i costi direttamente attribuibili all’acquisizione. Tale costo è stato
allocato rilevando le attività, le passività e le passività potenziali identificabili dell’acquisita ai relativi fair
value. L’eventuale eccedenza positiva del costo di acquisto rispetto al fair value della quota delle attività
nette acquisite di pertinenza del Gruppo è stata contabilizzata come avviamento o, se negativa, rilevata a
Conto economico. Il valore dell’interessenza di terzi è stato determinato in proporzione alla quota di
partecipazione detenuta dai terzi nelle attività nette. Nelle aggregazioni aziendali realizzate in più fasi, al
momento dell’acquisizione del controllo, le rettifiche ai fair value relative agli attivi netti precedentemente
posseduti dall’acquirente sono state riflesse a patrimonio netto; l’ammontare dell’avviamento è stato
determinato separatamente per ogni singola transazione sulla base del fair value delle attività nette
acquisite alla data di ogni singola transazione.
Le aggregazioni aziendali successive al 1° gennaio 2010 sono rilevate in base a quanto previsto dall’IFRS
3 (2008), nel prosieguo IFRS 3 Revised.
205
In particolare, dette aggregazioni sono state rilevate utilizzando il metodo dell’acquisto (purchase
In particolare, queste aggregazioni aziendali sono rilevate utilizzando il metodo dell’acquisizione
(acquisition method), ove il costo di acquisto (corrispettivo trasferito) è pari al fair value, alla data di
acquisizione, delle attività cedute, delle passività sostenute o assunte, nonché degli eventuali strumenti di
capitale emessi dall’acquirente. Il costo di acquisto include il fair value delle eventuali attività e passività
per corrispettivi potenziali.
I costi direttamente attribuibili all’acquisizione sono rilevati a Conto economico.
Il costo di acquisto è allocato rilevando le attività, le passività e le passività potenziali identificabili
dell’acquisita ai relativi fair value alla data di acquisizione. L’eventuale eccedenza positiva tra il
corrispettivo trasferito, valutato al fair value alla data di acquisizione, e l’importo di qualsiasi
partecipazione di minoranza, rispetto al valore netto degli importi delle attività e passività identificabili
nell’acquisita stessa valutate al fair value, è rilevata come avviamento ovvero, se negativa, a Conto
economico.
Il valore delle interessenze di terzi è determinato in proporzione alle quote di partecipazione detenute dai
terzi nelle attività nette identificabili dell’acquisita, ovvero al loro fair value alla data di acquisizione.
Qualora l’aggregazione aziendale fosse realizzata in più fasi, al momento dell’acquisizione del controllo le
quote partecipative detenute precedentemente sono rimisurate al fair value e l’eventuale differenza
(positiva o negativa) è rilevata a Conto economico.
L’eventuale corrispettivo potenziale (contingent consideration) è rilevato al fair value alla data di
acquisizione. Le variazioni successive del fair value del corrispettivo potenziale, classificato come
strumento finanziario ai sensi dello IAS 39, sono rilevate a conto economico o patrimonio netto
nell’ambito delle OCI.
I corrispettivi potenziali che non rientrano nell’ambito di applicazione dello IAS 39, sono valutati in base
allo specifico IFRS/IAS di riferimento. I corrispettivi potenziali che sono classificati come strumento di
capitale non sono rimisurati, e, conseguentemente il regolamento è contabilizzato nell’ambito del
patrimonio netto.
Nel caso in cui i fair value delle attività, delle passività e delle passività potenziali possano determinarsi
solo provvisoriamente, l’aggregazione aziendale è rilevata utilizzando tali valori provvisori. Le eventuali
rettifiche, derivanti dal completamento del processo di valutazione, sono rilevate entro dodici mesi a
partire dalla data di acquisizione, rideterminando i dati comparativi.
Le operazioni di aggregazione aziendale effettuate con altre società controllate dal medesimo soggetto
economico, per le quali tutte le società oggetto di aggregazione sono controllate dal medesimo soggetto
ragione della presenza o meno della sostanza economica. Una transazione ha sostanza economica se i
flussi finanziari futuri della società che effettua la transazione si modificano significativamente per effetto
dell’operazione stessa.
Se la transazione ha sostanza economica, l’aggregazione è rilevata come se l’operazione fosse stata
realizzata con soggetti terzi.
Se la transazione non ha sostanza economica, le attività nette dell’acquisita sono rilevate applicando il
c.d. precedessor accounting ovvero ai valori contabili rilevati nel bilancio consolidato della società
controllante Enel SpA; l’eventuale differenza tra il corrispettivo finanziario riconosciuto ed il valore di
carico delle attività nette è rilevata nell’ambito del patrimonio netto.
Misurazione del fair value
Per tutte le valutazioni al fair value e per la relativa informativa integrativa, così come richieste o
consentite dai principi contabili internazionali, il Gruppo applica l’IFRS 13.
206
sia prima sia dopo l’aggregazione ed il controllo non è transitorio, sono rilevate in maniera differente in
Il fair value rappresenta il prezzo che si percepirebbe per la vendita di un’attività ovvero che si
pagherebbe per il trasferimento di una passività nell’ambito di una transazione ordinaria posta in essere
tra operatori di mercato, alla data di valutazione (cosiddetto exit price).
La valutazione al fair value suppone che l’operazione di vendita dell’attività o di trasferimento della
passività abbia luogo nel mercato principale, ossia nel mercato in cui ha luogo il maggior volume e livello
di transazioni per l’attività o la passività. In assenza di un mercato principale, si suppone che la
transazione abbia luogo nel mercato più vantaggioso al quale il Gruppo ha accesso, vale a dire il mercato
suscettibile di massimizzare i risultati della transazione di vendita dell’attività o di minimizzare
l’ammontare da pagare per trasferire la passività.
Il fair value di un’attività o di una passività è determinato considerando le assunzioni che i partecipanti al
mercato prenderebbero in considerazione per definire il prezzo dell’attività o della passività, assumendo
che gli stessi agiscano secondo il loro migliore interesse economico. I partecipanti al mercato, sono
acquirenti e venditori indipendenti, informati, in grado di entrare in una transazione per l’attività o la
passività e motivati ma non obbligati o diversamente indotti a perfezionare la transazione.
Nella misurazione del fair value il Gruppo tiene conto delle caratteristiche delle specifiche attività o
passività oggetto di valutazione, in particolare:
>
per le attività non finanziarie si considera la capacità di un operatore di mercato di generare benefici
economici impiegando l’attività nel suo massimo e migliore utilizzo o vendendola a un altro operatore
di mercato capace di impiegarlo nel suo massimo e miglior utilizzo;
>
per le passività e gli strumenti rappresentativi di capitale proprio, il fair value include l’effetto del
cosiddetto non-performance risk, ossia il rischio che il Gruppo non sia in grado di adempiere alle
proprie obbligazioni;
>
nel caso di gruppi di attività e passività finanziarie gestiti sulla base della propria esposizione netta ai
rischi di mercato o al rischio di credito, è ammessa la misurazione del fair value su base netta.
Nella misurazione del fair value delle attività e delle passività, il Gruppo utilizza tecniche di valutazione
adeguate alle circostanze e per le quali sono disponibili dati sufficienti per valutare il fair value stesso,
massimizzando l’utilizzo di input osservabili e riducendo al minimo l’utilizzo di input non osservabili.
Tutte le attività e passività misurate al fair value o il cui fair value è indicato nelle note al bilancio, sono
classificate nei tre livelli gerarchici di seguito descritti, in base agli input utilizzati nella determinazione del
fair value stesso.
In particolare:
Livello 1, relativo al fair value determinato sulla base di prezzi quotati (non modificati) su mercati
attivi per attività o passività identiche a cui la Società può accedere alla data di valutazione;
>
Livello 2, relativo al fair value determinato sulla base di input diversi da prezzi quotati di cui al livello
>
Livello 3, relativo al fair value determinato sulla base di dati non osservabili.
1, ma osservabili direttamente o indirettamente;
Per le attività e passività misurate al fair value su base ricorrente, il Gruppo determina se si sia verificato
un trasferimento tra i Livelli sopra indicati, individuando ad ogni chiusura contabile, il livello in cui è
classificato l’input significativo di più basso livello di gerarchia utilizzato per la valutazione.
Gli immobili, impianti e macchinari sono iscritti al costo, al netto del fondo ammortamento e di qualsiasi
perdita per riduzione di valore accumulata. Tale costo è comprensivo dei costi accessori direttamente
attribuibili per portare il bene nel luogo e nelle condizioni necessarie alla messa in funzione del bene per
l’uso per cui è stato acquistato.
Il costo è inoltre incrementato, in presenza di obbligazioni legali o implicite, del valore attuale del costo
stimato per lo smantellamento del bene e/o bonifica del sito su cui insiste. La corrispondente passività è
207
>
rilevata in un fondo del passivo nell’ambito dei fondi per rischi e oneri. Il trattamento contabile delle
revisioni di stima di questi costi, del trascorrere del tempo e del tasso di attualizzazione sono indicati nel
paragrafo “Fondi rischi e oneri”.
Gli oneri finanziari direttamente attribuibili all’acquisto, costruzione o produzione di beni che richiedono
un rilevante periodo di tempo prima di essere pronti per l’uso o la vendita (cosiddetti qualifying asset),
sono capitalizzati come parte del costo dei beni stessi. Gli oneri finanziari connessi
all’acquisto/costruzione di beni che non presentano tali caratteristiche vengono rilevati a Conto
economico nell’esercizio di competenza.
Alcuni beni, oggetto di rivalutazione alla data di transizione agli IFRS-EU o in periodi precedenti, sono
stati rilevati sulla base del fair value, considerato come valore sostitutivo del costo (deemed cost) alla
data di rivalutazione.
Qualora parti significative di singoli immobili, impianti e macchinari abbiano differenti vite utili, le
componenti identificate sono rilevate ed ammortizzate separatamente.
I costi sostenuti successivamente all’acquisto sono rilevati ad incremento del valore contabile
dell’elemento cui si riferiscono, qualora sia probabile che i futuri benefici associati al costo sostenuto per
sostituire una parte del bene affluiranno al Gruppo e il costo dell’elemento possa essere determinato
attendibilmente. Tutti gli altri costi sono rilevati nel Conto economico nell’esercizio in cui sono sostenuti.
I costi di sostituzione di un intero cespite o di parte di esso, sono rilevati come incremento del valore
contabile del bene a cui fanno riferimento e sono ammortizzati lungo la loro vita utile; il valore netto
contabile dell’unità sostituita è eliminato contabilmente con imputazione a Conto economico.
Gli immobili, impianti e macchinari, al netto del valore residuo, sono ammortizzati a quote costanti in
base alla vita utile stimata del bene che è riesaminata con periodicità annuale; eventuali cambiamenti
sono riflessi prospetticamente. L’ammortamento ha inizio quando il bene è disponibile all’uso.
La vita utile stimata dei principali immobili, impianti e macchinari è la seguente:
Vita utile (anni)
Impianti di produzione idroelettrica
Fabbricati e opere civili
60
Impianti e macchinari:
- condotte forzate
- macchinario meccanico ed elettrico
- altre opere idrauliche fisse
50
40
100
Fabbricati ed opere civili
60
- torri refrigeranti
20
- turbine e generatori
30
- parti turbina a contatto con il fluido
10
- macchinario meccanico altro
20
Impianti di produzione eolica
60
- torri
- turbine e generatori
25
25
15-25
Impianti di produzione solare
20-60
18-20
*Si evidenzia che sono presenti immobili, impianti e macchinari di scarsa significatività, la cui vita utile può discostarsi da quella
stimata.
208
Impianti di produzione geotermoelettrica
La vita utile delle attività tangibili rappresentate da migliorie su beni di terzi è determinata sulla base
della durata del contratto di locazione o, se inferiore, della durata dei benefici derivanti dalla miglioria
stessa.
I terreni non sono ammortizzati in quanto elementi a vita utile illimitata.
I beni rilevati nell’ambito degli immobili, impianti e macchinari sono eliminati contabilmente o al
momento della loro dismissione o quando nessun beneficio economico futuro è atteso dal loro utilizzo o
dismissione. L’eventuale utile o perdita, rilevato a Conto Economico, è determinato come differenza tra il
corrispettivo netto derivante dalla dismissione, qualora esista, e il valore netto contabile dei beni
eliminati.
In Italia gli impianti includono beni gratuitamente devolvibili asserviti alle concessioni di derivazione
d’acqua ad uso idroelettrico prevalentemente riferibili alle opere di raccolta e di regolazione, le condotte
forzate e i canali di scarico. La scadenza di tali concessioni è fissata al 31 dicembre 2029. Nel contesto
regolatorio vigente fino al 2011, alle date di scadenza delle concessioni, salvo loro rinnovo, tutte le opere
di raccolta e di regolazione, le condotte forzate, i canali di scarico avrebbero dovuto essere devoluti
gratuitamente allo Stato, in condizione di regolare funzionamento. Conseguentemente, gli ammortamenti
dei beni gratuitamente devolvibili risultavano commisurati sulla base della minore tra la durata della
concessione e la vita utile residua del bene.
Come già illustrato in sede di commento del precedente punto “Valore ammortizzabile di alcuni elementi
degli impianti della filiera idroelettrica italiana a seguito della legge n. 134/2012”, a seguito delle
modifiche normative introdotte con la Legge n. 134 del 7 agosto 2012, i beni precedentemente qualificati
come “gratuitamente devolvibili” asserviti alle concessioni di derivazione d’acqua ad uso idroelettrico sono
ora considerati alla stregua delle altre categorie di “Immobili, Impianti e Macchinari”, e pertanto,
ammortizzati lungo la vita economico-tecnica (laddove questa ecceda la scadenza della concessione).
Leasing
Il Gruppo detiene beni materiali utilizzati nello svolgimento della propria attività aziendale, attraverso
contratti di leasing.
Tali contratti sono analizzati alla luce del contesto e degli indicatori previsti dallo IAS 17 al fine di
determinare se essi costituiscono dei leasing operativi o dei leasing finanziari.
Un leasing finanziario è definito come un leasing che sostanzialmente trasferisce al locatario tutti i rischi e
finanziari sono classificati come leasing operativi.
In sede di rilevazione iniziale i beni detenuti attraverso contratti di leasing finanziario sono rilevati tra gli
immobili, impianti e macchinari e una corrispondente passività è rilevata tra i finanziamenti a lungo
termine. Alla data di inizio della decorrenza del contratto, i beni detenuti in leasing finanziario sono
rilevati al loro fair value o, se inferiore, al valore attuale dei pagamenti minimi dovuti per il leasing,
incluso l’eventuale importo da corrispondere al locatore per l’esercizio dell’opzione di acquisto.
Tali beni sono ammortizzati in base alla loro vita utile stimata; nel caso in cui non esista la ragionevole
certezza che il Gruppo ne acquisti la proprietà al termine del leasing, detti beni sono ammortizzati lungo
un arco temporale pari al minore fra la durata del contratto di leasing e la vita utile stimata del bene
stesso.
I pagamenti effettuati per un leasing operativo sono rilevati come costo a quote costanti lungo la durata
del contratto.
Pur non essendo formalmente qualificabili come accordi di leasing, alcune tipologie contrattuali sono
considerate come tali, se il loro adempimento è dipendente dall’utilizzo di una o più attività specifiche e
se tali contratti conferiscono il diritto a utilizzare tali attività.
209
i benefici legati alla proprietà del relativo bene. Tutti i leasing che non si configurano come leasing
Le attività immateriali riguardano le attività prive di consistenza fisica, identificabili, controllate
dall’impresa e in grado di produrre benefici economici futuri. Esse sono rilevate al costo di acquisto o di
produzione interna, quando è probabile che dal loro utilizzo vengano generati benefici economici futuri e il
relativo costo può essere attendibilmente determinato.
Il costo è comprensivo degli oneri accessori di diretta imputazione necessari a rendere le attività
disponibili per l’uso.
I costi di sviluppo interno sono rilevati come attività immateriale quando il Gruppo è ragionevolmente
sicuro circa la fattibilità tecnica di completare l’attività immateriale, che ha intenzione di completare
l’attività per usarla o venderla e che l’attività genererà benefici economici futuri.
I costi di ricerca sono rilevati a conto economico.
Le attività immateriali, aventi vita utile definita, sono esposte al netto del fondo ammortamento e
dell’eventuale impairment accumulato.
L’ammortamento è calcolato a quote costanti in base alla vita utile stimata, che è riesaminata con
periodicità almeno annuale; eventuali cambiamenti dei criteri di ammortamento sono applicati
prospetticamente. L’ammortamento ha inizio quando l’attività immateriale è disponibile all’uso.
Conseguentemente, le attività immateriali non ancora disponibili per l’uso non sono ammortizzate ma
sono sottoposte a verifica annuale di recuperabilità (impairment test).
Le attività immateriali, aventi vita utile indefinita non sono assoggettate ad ammortamento sistematico
ma sottoposte a verifica almeno annuale di recuperabilità (impairment test).
La vita utile indefinita deve essere rivista annualmente per determinare se la stessa può continuare ad
essere supportata. In caso contrario, il cambiamento nella determinazione della vita utile da indefinita a
definita deve essere rilevato come un cambiamento di stima contabile.
Le attività immateriali sono eliminate contabilmente o al momento della loro dismissione o quando
nessun beneficio economico futuro è atteso dal loro utilizzo o dismissione. L’eventuale relativo utile o
perdita, rilevato a Conto economico, è determinato come differenza tra il corrispettivo netto derivante
dalla dismissione, qualora esista, e il valore netto contabile dell’attività eliminata.
Relativamente ai contratti di acquisto energia (Power Purchase Agreement), l’ammortamento è calcolato
in base alla durata del relativo contratto.
Avviamento
corrispettivo trasferito, valutato al fair value alla data di acquisizione, rispetto al valore netto degli importi
delle attività e passività identificabili nell’acquisita stessa valutate al fair value. Dopo l'iniziale iscrizione,
l'avviamento non è assoggettato ad ammortamento, ma sottoposto a verifica almeno annuale di
recuperabilità secondo le modalità descritte nella successiva nota “Impairment delle attività non
finanziarie”. Ai fini dell’impairment test, l’avviamento è allocato, dalla data di acquisizione, a ciascuna
cash generating unit identificata.
L’avviamento relativo a partecipazioni in società collegate e a joint venture è incluso nel valore di carico
di tali società.
210
L'avviamento emergente dall’acquisizione di società controllate, rappresenta l’eccedenza tra il
Impairment delle attività non finanziarie
A ciascuna data di riferimento del bilancio, le attività non finanziarie sono analizzate al fine di verificare
l’esistenza di indicatori di un’eventuale riduzione del loro valore. Qualora esistano, si procede, per ogni
attività interessata, alla stima del relativo valore recuperabile, rappresentato dal maggiore tra il fair
value, al netto dei costi di dismissione, e il valore d’uso.
Nel determinare il valore recuperabile degli immobili, impianti e macchinari, delle attività immateriali e
dell’avviamento, il Gruppo applica generalmente il criterio del valore d’uso.
Per valore d’uso si intende il valore attuale dei flussi finanziari futuri stimati per l’attività oggetto di
valutazione. Nel determinare il valore d’uso, i flussi finanziari futuri attesi sono attualizzati utilizzando un
tasso di sconto al lordo delle imposte che riflette le valutazioni correnti di mercato del costo del denaro,
rapportato al periodo dell’investimento e ai rischi specifici dell’attività.
I flussi finanziari futuri attesi utilizzati per determinare il valore d’uso si basano sul più recente piano
industriale, approvato dal Management, e contenente le previsioni di volumi, ricavi, costi operativi e
investimenti.
Queste previsioni coprono il periodo dei prossimi cinque anni; conseguentemente, i flussi di cassa relativi
agli esercizi successivi sono stati determinati sulla base di un tasso di crescita che non eccede il tasso di
crescita media previsto per il settore e il Paese.
Per un’attività che non genera flussi finanziari ampiamente indipendenti, il valore recuperabile è
determinato in relazione alla cash generating unit cui tale attività appartiene.
Qualora il valore di iscrizione dell’attività, o della relativa cash generating unit cui essa è allocata, sia
superiore al suo valore recuperabile, è riconosciuta una perdita di valore rilevata a Conto economico nella
voce “Ammortamenti e impairment”.
Gli impairment di cash generating unit sono imputati in primo luogo a riduzione del valore contabile
dell’eventuale avviamento attribuito alla stessa e, quindi, a riduzione delle altre attività, in proporzione al
loro valore contabile.
Se vengono meno i presupposti per una svalutazione precedentemente effettuata, il valore contabile
dell’attività è ripristinato con imputazione a conto economico, nella voce “Ammortamenti e impairment”,
nei limiti del valore netto di carico che l’attività in oggetto avrebbe avuto se non fosse stata effettuata la
svalutazione e se fossero stati effettuati gli eventuali relativi ammortamenti.
Il valore recuperabile dell’avviamento, delle attività immateriali con vita utile indefinita e quello delle
attività immateriali non ancora disponibili per l’uso, è sottoposto a verifica della recuperabilità del valore
attività possano aver subito una riduzione di valore. Il valore originario dell’avviamento non viene
ripristinato anche qualora, negli esercizi successivi, vengano meno le ragioni che hanno determinato la
riduzione di valore.
Nel caso in cui talune specifiche e ben individuate attività possedute dal Gruppo siano affette da
sfavorevoli condizioni economiche ovvero operative, che ne pregiudicano la capacità di contribuire alla
realizzazione di flussi di cassa, esse possono essere isolate dal resto delle attività della cash generating
unit, soggette ad autonoma analisi di recuperabilità ed eventualmente svalutate.
Rimanenze
Le rimanenze di magazzino sono valutate al minore tra il costo e il valore netto di realizzo, ad eccezione
di quelle destinate ad attività di trading che sono valutate al fair value con contropartita conto economico.
Il costo è determinato in base alla formula del costo medio ponderato, che include gli oneri accessori di
competenza. Per valore netto di realizzo si intende il prezzo di vendita stimato nel normale svolgimento
delle attività al netto dei costi stimati per realizzare la vendita o, laddove applicabile, il costo di
sostituzione.
211
annualmente o più frequentemente, in presenza di indicatori che possano far ritenere che le suddette
Per la parte di magazzino posseduta per adempiere a vendite già concluse, il valore netto di realizzo è
determinato sulla base di quanto stabilito nel relativo contratto di cessione.
I materiali e gli altri beni di consumo posseduti per essere utilizzati nel processo produttivo non sono
oggetto di svalutazione, qualora ci si attenda che il prodotto finito nel quale verranno incorporati sarà
venduto ad un prezzo tale da consentire il recupero del costo sostenuto.
Gli anticipi versati a fornitori di componenti di impianti sono rilevati tra le altre attività correnti, poi
riclassificati fra le rimanenze all’atto della consegna fisica. Dette giacenze sono poi riclassificate tra gli
“Immobili, impianti e macchinari” nel momento in cui vengono destinate alla realizzazione di un nuovo
impianto, ovvero a garantire l’operatività di un impianto già in esercizio.
Strumenti finanziari
Gli strumenti finanziari sono rilevati e valutati secondo lo IAS 32 e lo IAS 39.
Un’attività o passività finanziaria è iscritta in bilancio quando, e solo quando, il Gruppo diviene parte delle
clausole contrattuali dello strumento (trade date).
Gli strumenti finanziari sono classificati in base allo IAS 39 come segue:
>
attività e passività finanziare al fair value rilevato a conto economico (FVTPL);
>
attività finanziarie detenute sino alla scadenza (HTM);
>
finanziamenti e crediti (L&R);
>
attività finanziarie disponibili per la vendita (AFS);
>
passività finanziarie valutate al costo ammortizzato.
Attività e passività finanziarie al fair value rilevato a conto economico
Sono classificati in tale categoria i titoli di debito e le partecipazioni in imprese diverse da quelle
controllate, collegate e joint venture e fondi di investimento detenuti a scopo di negoziazione o designati
al fair value a Conto economico al momento della rilevazione iniziale.
Gli strumenti finanziari al fair value rilevato a conto economico sono attività e passività finanziarie:
>
classificate come detenute per la negoziazione in quanto acquistate o sostenute principalmente al fine
di essere vendute o riacquistate entro breve termine;
>
designate al momento della rilevazione iniziale, ai sensi della facoltà prevista dallo IAS 39 (fair value
option).
Tali strumenti sono inizialmente iscritti al relativo fair value e gli utili e le perdite successivi derivanti dalle
Attività finanziarie detenute sino alla scadenza
Questa categoria comprende attività finanziarie non derivate, aventi pagamenti fissi o determinabili e
scadenze fisse, quotate in mercati attivi e non sono rappresentate da partecipazioni che il Gruppo ha
l’intenzione e la capacità di mantenerle sino alla scadenza. Tali attività sono inizialmente iscritte al fair
value, comprendendo i costi di transazione e successivamente sono valutate al costo ammortizzato
utilizzando il metodo del tasso d’interesse effettivo.
Finanziamenti e crediti
Questa categoria include principalmente crediti commerciali e altri crediti finanziari. Finanziamenti e
crediti sono attività finanziarie non derivate con pagamenti fissi o determinabili che non sono quotate in
un mercato attivo, diverse da quelle che il Gruppo intende vendere immediatamente o nel breve termine
(classificate come possedute per la negoziazione) e da quelle che il Gruppo, al momento della rilevazione
iniziale, ha designato al fair value con rilevazione a Conto economico o come disponibili per la vendita.
Tali attività sono, inizialmente, rilevate al fair value, eventualmente rettificato dei costi di transazione e,
212
variazioni del fair value sono rilevati a Conto economico.
successivamente, valutate al costo ammortizzato sulla base del tasso di interesse effettivo, senza alcuno
sconto se non è materiale.
Attività finanziarie disponibili per la vendita
Questa categoria include principalmente i titoli di debito quotati non classificati come detenuti fino a
scadenza e le partecipazioni in altre imprese (se non classificate come “attività finanziarie al fair value
con imputazione a Conto economico”). Le attività finanziarie disponibili per la vendita sono attività
finanziarie non derivate che sono designate come disponibili per la vendita o non sono classificate come
finanziamenti e crediti, attività finanziarie detenute sino alla scadenza o attività finanziarie al fair value
rilevato al conto economico.
Tali strumenti sono valutati al fair value con la rilevazione delle variazioni del fair value in contropartita al
patrimonio netto nell’ambito delle altre componenti di conto economico complessivo (OCI).
Al momento della vendita, o nel momento in cui un’attività finanziaria disponibile per la vendita,
mediante successivi acquisti, diventi una partecipazione in una società controllata, gli utili e perdite
cumulati, precedentemente rilevati a patrimonio netto, sono rilasciati a Conto economico.
Quando il fair value non può essere attendibilmente determinato, tali attività sono iscritte al costo,
rettificato per eventuali impairment.
Impairment delle attività finanziarie
A ciascuna data di riferimento del bilancio, tutte le attività finanziarie classificate come finanziamenti e
crediti (compresi i crediti commerciali), le attività finanziarie detenute sino alla scadenza o disponibili per
la vendita sono analizzate al fine di verificare se esiste una evidenza obiettiva che un'attività o un gruppo
di attività finanziarie abbia subito una perdita di valore.
Una perdita di valore è rilevata se e solo se, tale evidenza esiste come conseguenza di uno o più eventi
accaduti dopo la sua rilevazione iniziale, che hanno un impatto sui flussi di cassa futuri dell’attività e che
sono attendibilmente stimati.
L’evidenza obiettiva di una perdita di valore include indicatori osservabili quali, ad esempio:
>
la significativa difficoltà finanziaria dell’emittente o del debitore;
>
una violazione del contratto, come un inadempimento o mancato pagamento degli interessi o del
capitale;
>
l’evidenza che il debitore possa entrare in una procedura concorsuale o in un’altra forma di
>
una diminuzione sensibile dei flussi di cassa futuri stimati.
Le perdite che si prevede derivino a seguito di eventi futuri non sono rilevate.
Per le attività finanziarie classificate come finanziamenti e crediti o detenute sino a scadenza, una volta
che una perdita di valore è stata identificata, il suo valore viene misurato come differenza tra il valore
contabile dell'attività e il valore attuale dei flussi di cassa futuri attesi, scontati sulla base del tasso di
interesse effettivo originario. Questo valore è rilevato a Conto economico.
Il valore contabile dei crediti commerciali viene ridotto attraverso un accantonamento al fondo svalutazione
crediti.
Se l'importo di una perdita di valore rilevata in passato diminuisce e la diminuzione può essere obiettivamente
collegata a un evento verificatosi successivamente alla rilevazione della perdita di valore, essa è riversata a
conto economico.
Per le partecipazioni classificate come disponibili per la vendita, relativamente agli impairment sono
considerati ulteriori fattori come ad esempio, variazioni significative con un effetto negativo nell’ambiente
tecnologico, di mercato, economico e legale.
213
riorganizzazione finanziaria;
Qualora si verifichi una diminuzione significativa o prolungata del fair value, vi è una obiettiva evidenza di
riduzione di valore e, di conseguenza, la variazione negativa di fair value precedentemente rilevata nelle altre
componenti di conto economico complessivo è riclassificata dal patrimonio netto a conto economico.
L’importo della perdita cumulata è determinata come differenza tra il costo di acquisizione e il fair value
corrente, al netto di qualsiasi perdita di valore rilevata precedentemente a conto economico. Gli
impairment su partecipazioni disponibili per la vendita non possono essere ripristinati.
Per le partecipazioni non quotate valutate al costo in quanto il fair value non può essere attendibilmente
determinato, qualora esista un’obiettiva evidenza di impairment, l’importo della perdita di valore è
determinato come differenza tra il valore contabile e il valore attuale dei flussi di cassa futuri attesi,
scontati al tasso corrente d’interesse per attività finanziarie similari. Anche in tale caso non è consentito il
ripristino dell’impairment.
L’importo della perdita di valore di uno strumento di debito classificato come disponibile per la vendita, da
riclassificare dal patrimonio netto, è pari alla variazione negativa cumulata di fair value rilevata nelle altre
componenti di conto economico complessivo (OCI). Tale ammontare è successivamente riversato a conto
economico se il fair value dello strumento di debito presenta una obiettiva variazione in aumento a seguito di
un evento che si è verificato dopo la rilevazione della perdita di valore.
Questa categoria comprende i depositi che sono disponibili a vista o brevissimo termine, così come gli
investimenti finanziari a breve termine e ad alta liquidità che sono prontamente convertibili in un
ammontare noto di cassa e che sono soggetti ad un irrilevante rischio di variazione del loro valore.
Inoltre, ai fini del Rendiconto finanziario consolidato, le disponibilità liquide non includono gli scoperti
bancari alla data di chiusura dell’esercizio.
Passività finanziarie al costo ammortizzato
Questa categoria comprende principalmente finanziamenti, debiti commerciali, passività per leasing
finanziari e strumenti di debito.
Le passività finanziarie diverse dagli strumenti derivati sono iscritte quando il Gruppo diviene parte delle
clausole contrattuali dello strumento e sono valutate inizialmente al fair value rettificato dei costi di
transazione direttamente attribuibili. Successivamente, le passività finanziarie sono valutate con il criterio
Strumenti finanziari derivati
Un derivato è uno strumento finanziario o un altro contratto:
•
il cui valore cambia in relazione alle variazioni di un parametro definito “underlying”, quale tasso
d’interesse, prezzo di un titolo o di una merce, tasso di cambio in valuta estera, indice di prezzi o di
tassi, rating di un credito o altra variabile;
•
che richiede un investimento netto iniziale pari a zero, o minore di quello che sarebbe richiesto per
contratti con una risposta simile ai cambiamenti delle condizioni di mercato;
•
che è regolato ad una data futura.
Gli strumenti derivati sono classificati come attività o passività finanziarie a seconda del fair value
positivo o negativo e sono classificati come “detenuti per la negoziazione” e valutati al fair value rilevato
a conto economico, ad eccezione di quelli designati come efficaci strumenti di copertura.
Per maggiori dettagli sul hedge accounting, si prega di far riferimento alla nota “Derivati e hedge
accounting”.
Tutti i derivati detenuti per la negoziazione, sono classificati come attività e passività correnti.
214
del costo ammortizzato, utilizzando il metodo del tasso di interesse effettivo.
I derivati non detenuti per la negoziazione, ma valutati al FVTPL in quanto non si qualificano per l’hedge
accounting e i derivati designati come efficaci strumenti di copertura sono classificati come correnti o non
correnti in base alla loro data di scadenza e all’intenzione del Gruppo di continuare a detenere o meno tali
strumenti fino alla scadenza.
Derivati impliciti
Un derivato implicito (embedded derivative) è un derivato incluso in un contratto “combinato” (il
cosiddetto “strumento ibrido”) che contiene un altro contratto non derivato (il cosiddetto contratto ospite)
e origina tutti o parte dei flussi di cassa del contratto combinato.
I principali contratti del Gruppo che possono contenere derivati impliciti sono i contratti di acquisto e
vendita di elementi non finanziari con clausole o opzioni che influenzano il prezzo contrattuale, il volume
o la scadenza.
Tali contratti, che non sono strumenti finanziari da valutare al fair value, sono analizzati al fine di
identificare l’esistenza di derivati impliciti, che sono da scorporare e valutare al fair value. Le suddette
analisi sono effettuate sia al momento in cui si entra a far parte del contratto, sia quando avviene una
rinegoziazione dello stesso che comporti una modifica significativa dei flussi finanziari originari connessi. I
derivati impliciti sono scorporati dal contratto ospite e rilevati come un derivato quando:
>
il contratto ospite non è uno strumento finanziario valutato al fair value rilevato a conto economico;
>
i rischi economici e le caratteristiche del derivato implicito non sono strettamente correlati a quelli del
contratto ospite;
>
un contratto separato con le stesse condizioni del derivato implicito soddisferebbe la definizione di
derivato.
I derivati impliciti che sono scorporati dal contratto ospite sono rilevati nel bilancio consolidato al fair
value rilevato a Conto economico (ad eccezione del caso in cui il derivato implicito è designato come
parte di una relazione di copertura).
Contratti di acquisto o vendita di elementi non finanziari
In generale, i contratti di acquisto o vendita di elementi non finanziari, che sono stati sottoscritti e
continuano ad essere detenuti per l’incasso o la consegna, secondo le normali esigenze di acquisto,
vendita o uso previste dal Gruppo, sono fuori dall’ambito di applicazione dello IAS 39 (”own use
exemption”) e quindi sono rilevati in base alle normali regole contabili di riferimento.
se:
>
sono regolabili al netto; e
>
non sono stati stipulati per le normali esigenze di utilizzo e compravendita dal Gruppo.
Un contratto di acquisto o vendita di un elemento non finanziario è classificato come “normale contratto
di compravendita” se è stato sottoscritto:
>
ai fini della consegna fisica;
>
per le normali esigenze di utilizzo e compravendita del Gruppo.
Il Gruppo analizza tutti i contratti di acquisto o vendita di attività non finanziarie, con particolare
attenzione agli acquisti o vendite a termine di elettricità e commodity energetiche, al fine di determinare
se gli stessi debbano essere classificati e trattati conformemente a quanto previsto dallo IAS 39 o se sono
stati sottoscritti per “own use exemption”.
Derecognition delle attività e passività finanziarie
Le attività finanziarie sono eliminate contabilmente ogni qualvolta si verifichi una delle seguenti
condizioni:
215
Tali contratti sono rilevati come derivati e, di conseguenza, al fair value rilevato a conto economico solo
>
il diritto contrattuale a ricevere i flussi di cassa dall’attività è scaduto;
>
il Gruppo ha sostanzialmente trasferito tutti i rischi e benefici connessi all’attività, trasferendo i suoi
diritti a ricevere flussi di cassa dall’attività oppure assumendo un’obbligazione contrattuale a riversare
i flussi di cassa ricevuti ad uno o più eventuali beneficiari in virtù di un contratto che rispetta i
requisiti previsti dallo IAS 39 (c.d. pass through test);
>
il Gruppo non ha né trasferito né mantenuto sostanzialmente tutti i rischi e benefici connessi
all’attività finanziaria ma ne ha ceduto il controllo.
Le passività finanziarie sono eliminate contabilmente quando sono estinte, ossia quando l’obbligazione
contrattuale è adempiuta, cancellata o prescritta.
Compensazione di attività e passività finanziarie
Il Gruppo compensa attività e passività finanziarie quando:
>
esiste un diritto legalmente esercitabile di compensare i valori rilevati in bilancio; e
>
vi è l’intenzione o di compensare su base netta o di realizzare l’attività e regolare la passività
simultaneamente.
TFR e altri benefici per i dipendenti
La passività relativa ai benefici riconosciuti ai dipendenti ed erogati in coincidenza o successivamente alla
cessazione del rapporto di lavoro per piani a benefici definiti o per altri benefici a lungo termine erogati
nel corso dell’attività lavorativa è determinata, separatamente per ciascun piano, sulla base di ipotesi
attuariali stimando l’ammontare dei benefici futuri che i dipendenti hanno maturato alla data di
riferimento (il metodo di proiezione unitaria del credito). In maggior dettaglio, il valore attuale dei piani a
benefici definiti è calcolato utilizzando un tasso determinato in base ai rendimenti di mercato, alla data di
riferimento di bilancio, di titoli obbligazionari di aziende primarie.
La passività è rilevata per competenza lungo il periodo di maturazione del diritto. La valutazione della
passività è effettuata da attuari indipendenti.
Se le attività a servizio del piano eccedono il valore attuale della relativa passività a benefici definiti, il
surplus viene rilevato come attività (nei limiti dell’eventuale cap).
Con riferimento alle passività (attività) per i piani a benefici definiti, gli utili e le perdite attuariali derivanti
dalla valutazione attuariale delle passività, il rendimento delle attività a servizio del piano (al netto degli
associati interessi attivi) e l’effetto del massimale di attività - asset ceiling- (al netto degli associati
quando si verificano. Per gli altri benefici a lungo termine, i relativi utili e perdite attuariali sono rilevate a
conto economico.
In caso di modifica di un piano a benefici definiti o di introduzione di un nuovo piano, l’eventuale costo
previdenziale relativo alle prestazioni di lavoro passate (past service cost) è rilevato immediatamente a
conto economico.
I dipendenti inoltre, beneficiano di piani a contribuzione definita per i quali il Gruppo paga contributi fissi
ad una entità distinta (un fondo) e non avrà un’obbligazione legale o implicita a pagare ulteriori contributi
se il fondo non disponesse di risorse sufficienti a pagare tutti i benefici per i dipendenti relativi all’attività
lavorativa svolta nell’esercizio corrente e in quelli precedenti. Tali piani sono generalmente istituiti con lo
scopo di incrementare le prestazioni pensionistiche successivamente alla fine del rapporto di lavoro. I
costi relativi a tali piani sono rilevati a conto economico sulla base della contribuzione effettuata nel
periodo.
216
interessi attivi) sono rilevati nell’ambito delle altre componenti del conto economico complessivo (OCI),
Termination benefit
Le passività per benefici dovuti ai dipendenti per la cessazione anticipata del rapporto di lavoro, sia per
decisione aziendale che per scelta volontaria del lavoratore previa erogazione di tali benefici, sono
rilevate nella data più immediata tra le seguenti:
>
il momento in cui il Gruppo non può più ritirare l’offerta di tali benefici; e
>
il momento in cui il Gruppo rileva i costi di una ristrutturazione che rientra nell’ambito di applicazione
dello IAS 37 e implica il pagamento di benefici dovuti per la cessazione del rapporto di lavoro.
Tali passività sono valutate sulla base della natura del beneficio concesso. In particolare, quando i
benefici concessi rappresentano un miglioramento di altri benefici successivi alla conclusione del rapporto
di lavoro riconosciuti ai dipendenti, la relativa passività è valutata secondo le disposizioni previste per tale
tipologia di benefici. Altrimenti, se si prevede che i benefici dovuti ai dipendenti per la cessazione del
rapporto di lavoro saranno liquidati interamente entro dodici mesi dalla data di riferimento del bilancio
annuale, la relativa passività è valutata secondo le disposizioni previste per i benefici a breve termine; se
si prevede che non saranno liquidati interamente entro dodici mesi dalla data di riferimento del bilancio
annuale, la relativa passività è valutata secondo le disposizioni previste per gli altri benefici a lungo
termine.
Fondi rischi e oneri
I fondi per rischi e oneri sono rilevati quando, alla data di riferimento, in presenza di un’obbligazione
legale o implicita, derivante da un evento passato, è probabile che per soddisfare l'obbligazione si
renderà necessario un esborso di risorse il cui ammontare è stimabile in modo attendibile. Se l'effetto è
significativo, gli accantonamenti sono determinati attualizzando i flussi finanziari futuri attesi a un tasso
di sconto al lordo delle imposte che riflette la valutazione corrente del mercato del costo del denaro in
relazione al tempo e, se applicabile, il rischio specifico attribuibile all’obbligazione. Quando
l’accantonamento è attualizzato, l’adeguamento periodico del valore attuale dovuto al fattore temporale è
riflesso nel Conto economico come onere finanziario.
Laddove si supponga che tutte le spese, o una parte di esse, richieste per estinguere un’obbligazione
vengano rimborsate da terzi, l’indennizzo, se virtualmente certo, è rilevato come un’attività distinta.
Se la passività è connessa allo smantellamento degli impianti e/o ripristino del sito in cui gli stessi
insistono il fondo è rilevato in contropartita all’attività cui si riferisce e la rilevazione dell’onere a Conto
economico avviene attraverso il processo di ammortamento della predetta attività materiale.
ai benefici economici che si suppone siano ottenibili dal contratto (contratti onerosi), il Gruppo rileva un
accantonamento pari al minore tra il costo necessario all’adempimento e qualsiasi risarcimento o
sanzione derivante dall’inadempienza del contratto.
Le variazioni di stima degli accantonamenti al fondo sono riflesse nel Conto economico dell’esercizio in cui
avviene la variazione, ad eccezione di quelle relative ai costi previsti per smantellamento e/o ripristino
che risultino da cambiamenti nei tempi e negli impieghi di risorse economiche necessarie per estinguere
l’obbligazione o che risultino da variazioni del tasso di sconto. Tali variazioni sono portate a incremento o
a riduzione delle relative attività e imputate a Conto economico tramite il processo di ammortamento.
Quando sono rilevate ad incremento dell’attività, viene inoltre valutato se il nuovo valore contabile
dell’attività stessa possa essere interamente recuperato. Qualora non lo fosse, si rileva una perdita a
Conto economico pari all’ammontare ritenuto non recuperabile.
Le variazioni di stima in diminuzione sono rilevate in contropartita all’attività fino a concorrenza del suo
valore contabile e, per la parte eccedente, immediatamente a Conto economico.
Per maggiori dettagli sui criteri di stima adottati nella determinazione della passività relativa allo
smantellamento e ripristino dei siti si rinvia allo specifico paragrafo nell’ambito di “uso di stime”.
217
Per i contratti i cui costi non discrezionali necessari per adempiere alle obbligazioni assunte sono superiori
Contributi pubblici
I contributi pubblici, inclusi i contributi non monetari valutati al fair value, sono rilevati quando esiste una
ragionevole certezza che saranno ricevuti e che il Gruppo rispetterà tutte le condizioni previste dal
governo, da enti governativi e analoghi enti locali, nazionali o internazionali per la loro erogazione.
Il beneficio di un finanziamento pubblico ad un tasso d’interesse inferiore a quello di mercato è trattato
come un contributo pubblico. Il finanziamento è inizialmente rilevato al fair value e il contributo pubblico
è misurato come differenza tra il valore contabile iniziale e la provvista ricevuta. Il finanziamento è
successivamente valutato conformemente alle disposizioni previste per le passività finanziarie.
I contributi pubblici sono rilevati a Conto economico, con un criterio sistematico, negli esercizi in cui il
Gruppo rileva come costi le relative spese che i contributi intendono compensare.
Quando il Gruppo riceve contributi pubblici sottoforma di trasferimenti di attività non monetarie destinate
all’utilizzo aziendale, rileva sia il contributo che il bene al fair value dell’attività non monetaria alla data
del trasferimento.
I contributi pubblici in conto impianti, inclusi quelli sottoforma di trasferimenti di attività non monetarie,
ricevuti per l’acquisto, la costruzione o l’acquisizione di attività immobilizzate (ad esempio, immobili,
impianti, macchinari o immobilizzazioni immateriali) sono rilevati come risconti passivi, tra le altre
passività, e accreditate a Conto economico su base sistematica lungo la vita utile del bene.
Certificati verdi
I certificati verdi sono assimilati a contributi non monetari in conto esercizio e, inizialmente, rilevati al fair
value nell’ambito degli “Altri Ricavi e proventi”, per competenza, nel periodo contabile in cui l’energia
“pulita” prodotta viene immessa in rete, in contropartita alle altre attività di natura non finanziaria.
Nel momento in cui i certificati verdi sono accreditati sul conto di proprietà, il relativo valore è
riclassificato dalle ”Altre attività” alle ”Rimanenze”.
Tax partnership
Le tax partnership sono strumenti disciplinati dalla normativa fiscale statunitense che consentono di
assegnare a entità terze esterne al Gruppo (“tax equity investor”), a determinate condizioni e in specifici
contesti previsti dalla normativa di riferimento, i benefici fiscali riconosciuti negli Stati Uniti d’America
derivanti dalla produzione di energia da fonti rinnovabili.
Il Gruppo ha attualmente in corso rapporti di tax partnership con differenti istituzioni finanziarie al fine di
Gli apporti di capitale ottenuti dagli investitori finanziari sono esposti nella voce “Finanziamenti a lungo
termine” e valutati in base al metodo del “costo ammortizzato”.
Tale passività è ridotta del valore dei benefici fiscali trasferiti alle istituzioni finanziarie lungo la durata del
contratto e a fronte dell’effettiva produzione, il cui relativo effetto è riconosciuto a conto economico nella
voce “Ricavi delle vendite e delle prestazioni”, in linea con la prassi del settore e tenuto conto che
maturano e sono misurati in base alla quantità di energia elettrica prodotta.
Attività non correnti (o gruppi in dismissione) classificate come possedute per la
vendita e discontinued operation
Le attività non correnti (o gruppi in dismissione) sono classificate come possedute per la vendita se il loro
valore contabile sarà recuperato principalmente con un’operazione di vendita anziché con il loro uso
continuativo.
Tale criterio di classificazione è applicabile solo se le attività non correnti (o gruppi in dismissione) sono
disponibili per la vendita immediata nelle loro condizioni attuali e la vendita è altamente probabile.
218
finanziare alcuni progetti relativi ad impianti eolici.
Quando il Gruppo è coinvolto in un piano di vendita che comporta la perdita del controllo in una
partecipata e sono soddisfatti i requisiti previsti dall’IFRS 5, tutte le attività e le passività della controllata
sono classificate come possedute per la vendita indipendentemente se il Gruppo manterrà, dopo la
vendita, una partecipazione non di controllo nella società stessa.
Il Gruppo applica alle partecipazioni, o quote di partecipazioni, in imprese collegate o joint venture tali
criteri di classificazione previsti dall’IFRS 5. La parte residua della partecipazione in imprese collegate o
joint venture che non è stata classificata come posseduta per la vendita è valutata con il metodo del
patrimonio netto fino alla dismissione della parte classificata come posseduta per la vendita.
Le attività non correnti (o gruppi in dismissione) e le passività incluse in gruppi in dismissione classificate
come posseduti per la vendita sono presentati separatamente dalle altre attività e passività dello Stato
patrimoniale.
Gli importi presentati per le attività non correnti o per le attività e passività di un gruppo in dismissione
classificati come posseduti per la vendita non sono riclassificati o ripresentati per i periodi a raffronto.
Immediatamente prima della classificazione iniziale delle attività non correnti (o gruppi in dismissione)
come possedute per la vendita, i valori contabili dell’attività (o del gruppo) sono valutati in conformità
allo specifico IFRS/IAS di riferimento applicabile alle specifiche attività o passività. Le attività non correnti
(o gruppi in dismissione) classificati come possedute per la vendita sono valutate al minore tra il valore
contabile e il relativo fair value, al netto dei costi di vendita. Le componenti economiche di un iniziale o
successivo impairment dell’attività (o gruppo in dismissione) conseguentemente alla valutazione al fair
value al netto dei costi di vendita e quelle relative ai ripristini di impairment sono rilevate a conto
economico nell’ambito del risultato delle continuing operation.
Le attività non correnti non sono ammortizzate finché sono classificate come possedute per la vendita o
finché sono inserite in un gruppo in dismissione classificato come posseduto per la vendita.
Se i criteri di classificazione non sono più soddisfatti, il Gruppo non deve più classificare le attività (o il
gruppo in dismissione) come possedute per la vendita. In tale caso tali attività sono valutate al minore
tra:
•
il valore contabile prima che l’attività (o gruppo in dismissione) fosse classificata come posseduta per
la vendita, rettificato per tutti gli ammortamenti o ripristini di valore che sarebbero stati altrimenti
rilevati se l’attività (o il gruppo in dismissione) non fosse stata classificata come posseduta per la
vendita, e
•
il suo valore recuperabile calcolato alla data della successiva decisione di non vendere, che è pari al
Ogni rettifica al valore contabile dell’attività non corrente che cessa di essere classificata come posseduta
per la vendita è rilevata nell’ambito del risultato delle continuing operation.
Una discontinued operation è una componente di un Gruppo che è stata dismessa, o classificata come
posseduta per la vendita, e
•
rappresenta un importante ramo autonomo di attività o area geografica di attività,
•
fa parte di un unico programma coordinato di dismissione di un importante ramo autonomo di attività
o un’area geografica di attività, o
•
è una società controllata acquisita esclusivamente al fine della sua vendita.
Il Gruppo espone, in una voce separata del conto economico, un unico importo rappresentato dal totale:
•
degli utili o delle perdite delle discontinued operation al netto degli effetti fiscali, e
•
della plusvalenza o minusvalenza, al netto degli effetti fiscali, rilevata a seguito della valutazione al
fair value al netto dei costi di vendita, o della dismissione delle attività (o gruppo in dismissione) che
costituiscono la discontinued operation;
I corrispondenti ammontari sono ripresentati nel conto economico per i periodi a raffronto, cosicché
l’informativa si riferisca a tutte le attività operative cessate entro la data di riferimento dell’ultimo bilancio
219
maggiore tra il suo fair value al netto dei costi di dismissione e il suo valore d’uso.
presentato. Se il Gruppo cessa di classificare un componente come posseduto per la vendita, i risultati del
componente precedentemente rappresentati in bilancio tra le discontinued operation sono riclassificati e
inclusi nell’ambito del risultato delle continuing operation per tutti gli esercizi presentati in bilancio.
Ricavi
I ricavi sono rilevati nella misura in cui è probabile che i benefici economici saranno fruiti dal Gruppo e il
relativo importo possa essere attendibilmente determinato. I ricavi comprendono solo i flussi lordi di
benefici economici ricevuti e ricevibili dal Gruppo, in nome e per conto proprio. Pertanto, in un rapporto di
agenzia, i corrispettivi riscossi per conto terzi sono esclusi dai ricavi.
I ricavi sono valutati al fair value del corrispettivo ricevuto o ricevibile, tenendo conto del valore di
eventuali sconti commerciali, resi e abbuoni concessi dal Gruppo.
Quando merci o servizi sono scambiati o barattati con merci o servizi che hanno natura e valore simili, lo
scambio non è considerato come un’operazione che genera ricavi.
Per i contratti che prevedono una serie di prestazioni che generano ricavi (multiple-element
arrangement), i criteri di rilevazione sono applicati alle parti separatamente identificabili di una singola
operazione allo scopo di riflettere la sostanza dell’operazione stessa o congiuntamente a più operazioni
nel loro complesso quando esse sono così strettamente legate che il risultato commerciale non può
essere valutato senza fare riferimento alle varie operazioni come a un unico insieme.
Più in particolare, secondo la tipologia di operazione, i ricavi sono rilevati sulla base dei criteri specifici di
seguito riportati:
>
i ricavi delle vendite di beni sono rilevati quando i rischi e i benefici rilevanti della proprietà dei beni
sono trasferiti all’acquirente e il loro ammontare può essere attendibilmente determinato;
>
i ricavi per vendita e trasporto di energia elettrica sono rilevati quando l’energia è erogata ai clienti e
si riferiscono ai quantitativi forniti nell’esercizio, ancorché non fatturati; sono determinati sulla base
delle letture dei misuratori degli impianti di produzione e dei dati scambiati con gli altri eventuali
operatori di mercato;
>
i ricavi per le prestazioni di servizi sono rilevati con riferimento allo stadio di completamento della
prestazione alla data di chiusura del bilancio, negli esercizi in cui i servizi sono prestati. Lo stadio di
completamento della prestazione è determinato in base alla valutazione della prestazione resa come
percentuale del totale dei servizi che devono essere resi o come proporzione tra i costi sostenuti e la
stima dei costi totali dell’operazione. Nel caso in cui non sia possibile determinare attendibilmente il
saranno recuperati.
Proventi e oneri finanziari da derivati
I proventi e oneri finanziari da derivati includono:
>
proventi e oneri da derivati valutati al fair value rilevato a conto economico sul rischio di tasso
d’interesse e tasso di cambio;
>
proventi e oneri da derivati di cash flow hedge sul rischio di tasso d’interesse e tasso di cambio.
Altri proventi e oneri finanziari
Per tutte le attività e passività finanziarie valutate al costo ammortizzato e le attività finanziarie che
maturano interessi classificate come disponibili per la vendita, gli interessi attivi e passivi sono rilevati
utilizzando il metodo del tasso d’interesse effettivo. Il tasso di interesse effettivo è il tasso che attualizza
esattamente i pagamenti o incassi futuri stimati lungo la vita attesa dello strumento finanziario, o ove
opportuno un periodo più breve, al valore contabile netto dell'attività o passività finanziaria.
220
valore dei ricavi, questi ultimi sono rilevati fino a concorrenza dei costi sostenuti che si ritiene
Gli interessi attivi sono rilevati nella misura in cui è probabile che i benefici economici affluiranno al
Gruppo e il loro ammontare possa essere attendibilmente valutato.
Gli altri proventi e oneri finanziari includono anche le variazioni di fair value di strumenti finanziari diversi
dai derivati.
Imposte sul reddito
Imposte correnti sul reddito
Le imposte correnti sul reddito dell’esercizio, iscritte tra i “debiti per imposte sul reddito” al netto degli
acconti versati, ovvero nella voce “crediti per imposte sul reddito” qualora il saldo netto risulti a credito,
sono determinate in base alla stima del reddito imponibile e in conformità alle disposizioni in vigore.
In particolare tali debiti e crediti sono determinati applicando le aliquote fiscali previste da provvedimenti
promulgati o sostanzialmente promulgati alla data di riferimento.
Le imposte correnti sono rilevate nel conto economico, a eccezione di quelle relative a voci rilevate al di
fuori del conto economico che sono riconosciute direttamente a patrimonio netto.
Imposte sul reddito differite e anticipate
Le imposte sul reddito differite e anticipate sono calcolate sulle differenze temporanee tra i valori
patrimoniali iscritti in bilancio e i corrispondenti valori riconosciuti ai fini fiscali applicando l’aliquota fiscale
in vigore alla data in cui la differenza temporanea si riverserà, determinata sulla base delle aliquote fiscali
previste da provvedimenti promulgati o sostanzialmente promulgati alla data di riferimento.
Una passività fiscale differita viene rilevata per tutte le differenze temporanee imponibili salvo che tale
passività derivi dalla rilevazione iniziale dell’avviamento o in riferimento a differenze temporanee
imponibili riferibili a partecipazioni in società controllate, collegate e joint venture, quando il Gruppo è in
grado di controllare i tempi dell’annullamento delle differenze temporanee ed è probabile che, nel
prevedibile futuro, la differenza temporanea non si annullerà.
Le attività per imposte anticipate per tutte le differenze temporanee imponibili, le perdite fiscali o crediti
d’imposta non utilizzati sono rilevate quando il loro recupero è probabile, cioè quando si prevede che
possano rendersi disponibili in futuro imponibili fiscali sufficienti a recuperare l’attività.
La recuperabilità delle attività per imposte anticipate è riesaminata a ogni chiusura di periodo.
Le attività per imposte anticipate non rilevate in bilancio sono rianalizzate ad ogni data di riferimento del
consentirà di recuperare l’attività fiscale differita.
Le imposte sul reddito differite e anticipate sono rilevate nel conto economico, a eccezione di quelle
relative a voci rilevate al di fuori del conto economico che sono riconosciute direttamente a patrimonio
netto.
Le imposte sul reddito differite e anticipate, applicate dalla medesima autorità fiscale, sono compensate
se esiste un diritto legalmente esercitabile di compensare le attività fiscali correnti con le passività fiscali
correnti che si genereranno al momento del loro riversamento.
Dividendi
I dividendi sono rilevati quando è stabilito il diritto a ricevere il pagamento.
I dividendi pagabili a terzi sono rappresentati come movimento del patrimonio netto alla data in cui sono
approvati dall’Assemblea degli Azionisti.
221
bilancio e sono rilevate nella misura in cui è divenuto probabile che un futuro reddito imponibile
3. Principi contabili di recente emanazione
Nuovi princìpi contabili applicati nel 2015
Il Gruppo ha adottato la seguente interpretazione e le seguenti modifiche ai principi esistenti con data di
efficacia dal 1° gennaio 2015:
>
“IFRIC 21 – Tributi”; tratta la contabilizzazione di una passività relativa al pagamento di un tributo, che
non rientra nell’ambito applicativo di altri principi (per esempio, le imposte sul reddito) e diverso da
multe o sanzioni dovute per violazione di leggi, imposto dallo Stato o, in generale, da enti governativi,
locali, nazionali o internazionali. In particolare, l’interpretazione dispone che la predetta passività debba
essere rilevata in bilancio quando si verifica il fatto vincolante che genera l’obbligazione al pagamento
del tributo, così come definito dalla legislazione. Qualora il fatto vincolante si verifichi lungo un
determinato arco temporale (per esempio, la generazione di ricavi in un determinato periodo di tempo),
la passività deve essere rilevata progressivamente. Se l’obbligazione a pagare un tributo scaturisce dal
raggiungimento di una soglia minima (per esempio, il raggiungimento di un ammontare minimo di ricavi
generati), la corrispondente passività è rilevata nel momento in cui tale soglia è raggiunta. L’applicazione
delle nuove disposizioni non ha comportato impatti significativi nel presente Bilancio consolidato.
>
“Ciclo annuale di miglioramenti agli IFRS 2011 – 2013”; contiene modifiche formali e chiarimenti a
principi già esistenti. In particolare, sono stati modificati i seguenti principi:
−
“IFRS 3 – Aggregazioni aziendali”; la modifica chiarisce che l’IFRS 3 non si applica al bilancio di un
joint arrangement nel contabilizzare la costituzione dell’accordo stesso.
−
“IFRS 13 – Valutazione del fair value”; la modifica chiarisce che l’eccezione prevista dal principio di
valutare le attività e le passività finanziarie basandosi sull’esposizione netta di portafoglio (“the
portfolio exception”) si applica a tutti i contratti che rientrano nell’ambito di applicazione dello IAS
39 o IFRS 9 anche se non soddisfano i requisiti previsti dallo IAS 32 per essere classificati come
attività o passività finanziarie.
−
“IAS 40 – Investimenti immobiliari”; la modifica chiarisce che è necessario il giudizio del
management per determinare se l’acquisizione di un investimento immobiliare rappresenti
l’acquisizione di un asset o gruppo di asset o di una business combination secondo quanto disposto
dall’IFRS 3. Tale giudizio deve essere in linea con le applicazioni supplementari dell’IFRS 3.
principio “IFRS 1 – Prima adozione degli International Financial Reporting Standards” per chiarire che
un first-time adopter può adottare un nuovo IFRS, la cui adozione non è ancora obbligatoria, se l’IFRS
permette un’applicazione anticipata
Principi contabili di futura applicazione
Di seguito l’elenco dei nuovi principi, modifiche ai principi e interpretazioni la cui data di efficacia è
successiva al 31 dicembre 2015:
>
“IFRS 9 – Financial instruments”, emesso, nella sua versione definitiva, il 24 luglio 2014, sostituisce
l’attuale IAS 39 Financial Instruments: Recognition and Measurement e supera tutte le precedenti
versioni. Il principio è applicabile a partire dal 1 gennaio 2018 ed è consentita l’applicazione anticipata,
dopo il relativo endorsement.
La versione finale dell’IFRS 9 ingloba i risultati delle tre fasi del progetto di sostituzione dello IAS 39
relative alla classificazione e misurazione, all’impairment e all’hedge accounting.
Relativamente alla classificazione degli strumenti finanziari, l’IFRS 9 prevede un unico approccio per
tutte le tipologie di attività finanziarie, incluse quelle che contengono derivati impliciti, per cui, le
222
Il “Ciclo annuale di miglioramenti agli IFRS 2011 – 2013”, ha modificato le Basis for Conclusion del
attività finanziarie sono classificate nella loro interezza, senza la previsione di complesse metodologie
di bipartizione.
Al fine di determinare in che modo le attività finanziarie debbano essere classificate e valutate,
bisogna considerare il business model per gestire l’attività finanziaria e le caratteristiche dei flussi di
cassa contrattuali. A tal proposito, per business model si intende il modo in cui la società gestisce le
proprie attività finanziarie al fine di generare flussi di cassa, ossia incassando i flussi di cassa
contrattuali, vendendo l’attività finanziaria o entrambi.
Le attività finanziarie al costo ammortizzato sono detenute in un business model il cui obiettivo è
quello di incassare i flussi di cassa contrattuali, mentre quelle al fair value through other
comprehensive income (FVTOCI) sono detenute con l’obiettivo sia di incassare i flussi di cassa
contrattuali sia di vendita. Tale categoria consente di riflettere a conto economico gli interessi sulla
base del metodo del costo ammortizzato e ad OCI il fair value dell’attività finanziaria.
La categoria delle attività finanziarie al fair value through profit or loss (FVTPL) è, invece, una
categoria residuale che accoglie le attività finanziarie che non sono detenute in uno dei due business
model di cui sopra, ivi incluse quelle detenute per la negoziazione e quelle gestite sulla base del
relativo fair value.
Per quanto riguarda la classificazione e valutazione delle passività finanziarie, l’IFRS 9 ripropone il
trattamento contabile previsto dallo IAS 39, apportando limitate modifiche, per cui la maggior parte di
esse è valutata al costo ammortizzato; inoltre, è ancora consentito designare una passività finanziaria
al fair value through profit or loss, in presenza di specifici requisiti.
Il principio introduce nuove previsioni per le passività finanziarie designate al fair value rilevato a
conto economico, in base alle quali, in tali circostanze, la porzione delle variazioni di fair value dovute
all’own credit risk deve essere rilevata ad OCI anziché a conto economico. E’ consentito applicare tale
aspetto del principio anticipatamente, senza l’obbligo di applicazione del principio nella sua interezza.
Dal momento che, durante la crisi finanziaria il modello di impairment basato sulle “incurred credit
losses” aveva mostrato evidenti limiti connessi al differimento della rilevazione delle perdite su crediti
al momento dell’evidenza del manifestarsi di un trigger event, il principio propone un nuovo modello
che consenta agli utilizzatori del bilancio di avere maggiori informazioni sulle “expected credit losses”.
In buona sostanza, il modello prevede:
a) l’applicazione di un unico approccio a tutte le attività finanziarie;
b) la rilevazione delle perdite attese in ogni momento e l’aggiornamento dell’ammontare delle stesse
finanziario;
c) la valutazione delle perdite attese sulla base delle ragionevoli informazioni, disponibili senza costi
eccessivi, ivi incluse informazioni storiche, correnti e previsionali;
d) il miglioramento delle disclosures sulle perdite attese e sul rischio di credito.
L’IFRS 9, inoltre, introduce un nuovo modello di hedge accounting, con l’obiettivo di allineare le
risultanze contabili alle attività di risk management e di stabilire un approccio più principles-based.
Il nuovo approccio di hedge accounting consentirà alle società di riflettere le attività di risk
management in bilancio estendendo i criteri di eligibilità in qualità di hedged item alle componenti di
rischio di elementi non finanziari, alle posizioni nette, ai layer components e alle esposizioni aggregate
(i.e. una combinazione di un’esposizione non derivata e di un derivato). In relazione agli strumenti di
copertura, le modifiche più significative rispetto al modello di hedge accounting proposto dallo IAS 39,
riguardano la possibilità di differire il time value di un’opzione, la componente forward di un contratto
forward e i currency basis spreads (i.e. “costi di hedging”) nell’OCI fino al momento in cui l’elemento
coperto impatta il conto economico. L’IFRS 9 rimuove, inoltre, il requisito riguardante il test di
efficacia, in base al quale i risultati del test retrospettico devono rientrare nel range 80%-125%,
223
ad ogni fine periodo contabile, al fine di riflettere le variazioni nel rischio di credito dello strumento
prevedendo anche la possibilità di ribilanciare la relazione di copertura, qualora gli obiettivi di risk
management rimangano invariati.
Infine, l’IFRS 9 non sostituisce le previsioni dello IAS 39 in materia di portfolio fair value hedge
accounting in relazione al rischio di tasso di interesse (“macro hedge accounting”) in quanto tale fase
del progetto di sostituzione dello IAS 39 è stata separata e ancora in corso di discussione. A tal
proposito, ad aprile 2014 lo IASB ha pubblicato il Discussion Paper Accounting for Dynamic Risk
management: a Portfolio Revaluation Approach to Macro Hedging.
I potenziali impatti della futura applicazione di tale principio sono ancora in fase di valutazione; a tal
proposito, si segnala come il Gruppo abbia immediatamente avviato degli specifici gruppi di lavoro
dedicati a tale valutazione.
>
“IFRS 14 – Regulatory Deferral Accounts”, emesso a gennaio 2014. Lo standard consente ai first-time
adopter di continuare a rilevare gli ammontari relativi alle tariffe regolamentate (rate regulated) iscritti
in base ai previgenti principi adottati (es.: principi locali), in sede di prima adozione degli International
Financial Reporting Standards. Lo standard non può essere adottato dalle società che già redigono il
proprio bilancio secondo gli IFRS/IAS. In altre parole una società non può rilevare attività e passività
rate regulated in base all’IFRS 14 se i principi contabili correnti non consentono di rilevare tali attività
e passività o se la società non aveva adottato tale policy contabile prevista dai correnti principi
contabili. Lo standard sarà applicabile retrospetticamente, previa omologazione, a partire dagli esercizi
che hanno inizio il 1 gennaio 2016, o successivamente. L’applicazione del principio non comporta
impatti per il Gruppo.
>
“IFRS 15 – Revenue from contracts with customers”, emesso a maggio 2014, sostituirà “IAS 11 –
Lavori su ordinazione”, “IAS 18 – Ricavi”, “IFRIC 13 – Programmi di fidelizzazione della clientela”,
“IFRIC 15 – Accordi per la costruzione di immobili”, “IFRIC 18 – Cessioni di attività da parte della
clientela”, “SIC 31 Ricavi – Servizi di baratto comprendenti servizi pubblicitari” e si applicherà a tutti i
contratti con i clienti, ad eccezione di alcune esclusioni (ad esempio, contratti di leasing e di
assicurazione, strumenti finanziari, ecc.). Il nuovo principio introduce un quadro complessivo di
riferimento per la rilevazione e la misurazione dei ricavi basato sul seguente principio fondamentale:
rilevazione dei ricavi in modo da rappresentare fedelmente il processo di trasferimento dei beni e
servizi ai clienti per un ammontare che riflette il corrispettivo che si attende di ottenere in cambio dei
beni e dei servizi forniti. Questo principio fondamentale verrà applicato utilizzando un modello
obbligazioni contrattuali, rilevando i beni o i servizi separabili come obbligazioni separate (step 2);
determinare il prezzo della transazione, ossia l’ammontare del corrispettivo che si attende di ottenere
(step 3); allocare il prezzo della transazione a ciascuna obbligazione individuata nel contratto sulla
base del prezzo autonomo di vendita di ciascun bene o servizio separabile (step 4); rilevare i ricavi
quando (o se) ciascuna obbligazione contrattuale è soddisfatta mediante il trasferimento al cliente del
bene o del servizio, ossia quando il cliente ottiene il controllo del bene o del servizio (step 5).
L’IFRS 15 include anche una serie di note di commento che dovrebbero fornire un’informativa completa
circa la natura, l’ammontare, la tempistica e il grado di incertezza dei ricavi e dei flussi finanziari derivanti
dai contratti con i clienti.
Il principio sarà applicabile, previa omologazione, a partire dagli esercizi che hanno inizio il 1 gennaio
2018, o successivamente. Il Gruppo sta valutando gli impatti derivanti dall’applicazione futura delle
nuove disposizioni; a tal proposito, si segnala come il Gruppo abbia immediatamente avviato degli
specifici gruppi di lavoro dedicati a tale valutazione.
>
“IFRS 16 – Leases”, emesso a gennaio 2016, sostituisce il precedente standard sui leasing, lo IAS 17 e
le relative interpretazioni, individua i criteri per la rilevazione, la misurazione e la presentazione
224
costituito da 5 fasi fondamentali (steps): identificare il contratto con il cliente (step 1); identificare le
nonché l’informativa da fornire con riferimento ai contratti di leasing per entrambe le parti, il locatore
ed il locatario. Sebbene l’IFRS 16, non modifichi la definizione di contratto di leasing fornita dallo IAS
17, la principale novità è rappresentata dall’introduzione del concetto di controllo all'interno della
definizione. In particolare, per determinare se un contratto rappresenta o meno un leasing, l'IFRS 16
richiede di verificare se il locatario abbia o meno il diritto di controllare l’utilizzo di una determinata
attività per un determinato periodo di tempo. L’IFRS 16 elimina la classificazione dei leasing quali
operativi o finanziari, come richiesto dallo IAS 17, introducendo un unico metodo di rilevazione
contabile per i tutti i contratti di leasing. Sulla base di tale nuovo modello, il locatario deve rilevare:
a) nello stato patrimoniale, le attività e le passività per tutti i contratti di leasing che abbiano una
durata superiore ai 12 mesi, a meno che l’attività sottostante abbia un modico valore; e
b) a conto economico, gli ammortamenti delle attività relative ai leasing separatamente dagli interessi
relativi alle connesse passività.
Con riferimento al soggetto locatore, l’IFRS 16 replica, sostanzialmente, i requisiti di rilevazione
contabili previsti dallo IAS 17. Pertanto, il locatore dovrà continuare a classificare e a rilevare,
differentemente, i leasing in bilancio a seconda della loro natura (operativa o finanziaria). Il principio
sarà applicabile, previa omologazione, a partire dagli esercizi che hanno inizio dal 1° gennaio 2019. Il
Gruppo sta valutando i potenziali effetti derivanti dalla futura applicazione del nuovo standard.
>
“Modifiche allo IAS 1: Iniziativa di informativa”, emesso a dicembre 2014. Le modifiche, parte di una
più ampia iniziativa di miglioramento della presentazione e delle disclosure del bilancio, includono
aggiornamenti nelle seguenti aree:
−
materialità: è stato chiarito che il concetto di materialità si applica al bilancio nel suo complesso e
che l’inclusione di informazioni immateriali potrebbe inficiare l’utilità dell’informativa finanziaria;
−
disaggregazione e subtotali: è stato chiarito che le specifiche voci di conto economico, del
prospetto dell’utile complessivo del periodo e di stato patrimoniale possono essere disaggregate.
Sono stati introdotti, inoltre, nuovi requisiti per l’utilizzo dei subtotali;
−
struttura delle note: è stato chiarito che le società hanno un certo grado di flessibilità circa
l’ordine con cui vengono presentate le note al bilancio. E’ stato inoltre enfatizzato che, nello
stabilire tale ordine, la società deve tenere conto dei requisiti della comprensibilità e della
comparabilità del bilancio;
−
partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto: la quota di OCI relativa a
bipartita tra la parte riclassificabile e quella non riclassificabile a conto economico; tali quote
devono essere presentate, come autonome voci, nell’ambito delle rispettive sezioni del prospetto
di conto economico complessivo.
Le modifiche saranno applicabili a partire dagli esercizi che hanno inizio il 1° gennaio 2016 o
successivamente. Il Gruppo non prevede impatti derivanti dall’applicazione futura delle nuove
disposizioni.
>
“Amendments to IAS 7: Disclosure Initiative”, emesso a gennaio 2016. Le modifiche si applicano alle
passività e alle attività derivanti dall’attività di finanziamento, definite come quelle passività e attività i
cui flussi di cassa sono stati o saranno classificati nel rendiconto finanziario nel “cash flow da attività di
finanziamento”. Le modifiche richiedono una disclosure delle variazioni di tali passività/attività
distinguendo le variazioni monetarie da quelle non monetarie (i.e. variazioni derivanti dall’ottenimento
o dalla perdita del controllo in società controllate o in altri business, l’effetto della variazione dei tassi
di cambio e le variazioni di fair value). Lo IASB suggerisce di fornire tale informativa in una tabella di
riconciliazione tra i saldi di inizio periodo e quelli di fine periodo di tali passività/attività. Le modifiche
225
partecipazioni in collegate e joint venture valutate con il metodo del patrimonio netto deve essere
saranno applicabili a partire dagli esercizi che hanno inizio il 1° gennaio 2017 o successivamente. Il
Gruppo non prevede impatti derivanti dall’applicazione futura delle nuove disposizioni.
>
“Amendments to IAS 12- Recognition of deferred tax assets for unrealised losses”, emesso a gennaio
2016, forniscono chiarimenti sulle modalità di rilevazione delle imposte anticipate relative a strumenti
di debito valutati al fair value. Più direttamente, le modifiche chiariscono i requisiti per la rilevazione
delle imposte anticipate con riferimento a perdite non realizzate, al fine di eliminare le diversità nella
prassi contabile. Le modifiche saranno applicabili, previa omologazione, a partire dagli esercizi che
hanno inizio il 1° gennaio 2017 o successivamente. E’ consentita un’applicazione anticipata. Il Gruppo
sta valutando i potenziali effetti derivanti dalla futura applicazione del nuovo standard.
>
“Modifiche allo IAS 19 – Piani a benefici definiti: contributi dei dipendenti”, emesso a novembre 2013.
Le modifiche hanno l’obiettivo di chiarire come rilevare i contributi versati dai dipendenti nell’ambito di
un piano a benefici definiti. In particolare, i contributi correlati ai servizi resi devono essere rilevati a
riduzione del service cost:
−
lungo il periodo in cui i dipendenti prestano i propri servizi, se l’ammontare dei contributi dovuti
varia in ragione del numero di anni di servizio; oppure
−
nel periodo in cui il correlato servizio è reso, se l’ammontare dei contributi dovuti non varia in
ragione del numero di anni di servizio.
Le modifiche saranno applicabili per il Gruppo dal 1° gennaio 2016. Il Gruppo non prevede impatti
derivanti dall’applicazione delle nuove disposizioni.
>
“Modifiche allo IAS 27 – Metodo del patrimonio netto nel bilancio separato” emesso ad agosto 2014.
Le modifiche consentono l’utilizzo dell’equity method nel bilancio separato per la contabilizzazione
delle partecipazioni in imprese controllate, collegate e joint venture. Le modifiche chiariscono inoltre
alcuni aspetti relative alle cosiddette investment entity; in particolare è stato chiarito che quando una
società cessa di essere una investment entity, essa deve rilevare le partecipazioni in società
controllate in accordo allo IAS 27. D'altro canto, quando una società diviene una investment entity,
essa deve rilevare le partecipazioni in imprese controllate al fair value through profit or loss secondo
quanto previsto dall’IFRS 9. Le modifiche saranno applicabili a partire dagli esercizi che hanno inizio il
1° gennaio 2016 o successivamente. Trattandosi di una modifica inerente esclusivamente al bilancio
separato, non sono previsti impatti per il Bilancio consolidato.
“Modifiche all’IFRS 11 – Contabilizzazione delle acquisizioni di interessenze in joint operation”, emesso
a maggio 2014. Le modifiche chiariscono il trattamento contabile per le acquisizioni di interessenze in
una joint operation che costituisce un business, ai sensi dell’IFRS 3, richiedendo di applicare tutte le
regole di contabilizzazione delle business combination dell’IFRS 3 e degli altri IFRS ad eccezione di
quei principi che sono in conflitto con la guida operativa dell’IFRS 11. In base alle modifiche in esame,
un joint operator nella veste di acquirente di tali interessenze deve valutare al fair value le attività e
passività identificabili; rilevare a conto economico i relativi costi di acquisizione (ad eccezione dei costi
di emissione di debito o capitale); rilevare le imposte differite; rilevare l’eventuale avviamento o utile
derivante da un acquisto a prezzi favorevoli; effettuare l’impairment test per le cash generating unit
alle quali è stato allocato l’avviamento; fornire le disclosure delle rilevanti business combination. Le
modifiche saranno applicabili a partire dagli esercizi che hanno inizio il 1° gennaio 2016 o
successivamente.
>
“Modifiche allo IAS 16 e allo IAS 38 – Chiarimento sui metodi di ammortamento accettabili”, emesso a
maggio 2014. Le modifiche forniscono una guida supplementare sulla modalità di calcolo
dell’ammortamento relativo a immobili, impianti, macchinari e alle immobilizzazioni immateriali. Le
previsioni dello IAS 16 sono state modificate per non consentire, esplicitamente, un metodo di
226
>
ammortamento basato sui ricavi generati (cosiddetto revenue-based method). Le previsioni dello IAS
38 sono state modificate per introdurre la presunzione che l’ammortamento calcolato secondo il
revenue-based method non sia ritenuto appropriato. Tuttavia, tale presunzione può essere superata
se:
−
l’attività immateriale è espressa come una misura dei ricavi;
−
può essere dimostrato che i ricavi e il consumo dei benefici economici generati da un’attività
immateriali sono altamente correlati.
Le modifiche saranno applicabili prospetticamente a partire dagli esercizi che hanno inizio il 1° gennaio
2016 o successivamente. Il Gruppo sta valutando gli impatti derivanti dall’applicazione futura delle
nuove disposizioni.
>
“Modifiche allo IAS 16 e allo IAS 41 – Piante fruttifere, emesso a giugno 2014. Le modifiche hanno
variato i requisiti di contabilizzazione delle attività biologiche che soddisfano la definizione di “piante
fruttifere” (cosiddette bearer plants), quali ad esempio gli alberi da frutta, che ora rientreranno
nell’ambito di applicazione dello IAS 16 Immobili, impianti e macchinari e che conseguentemente
saranno soggette a tutte le previsioni di tale principio. Ne consegue che, per la valutazione successiva
alla rilevazione iniziale, la società potrà scegliere tra il modello del costo e quello della
rideterminazione del valore (cosiddetto revaluation model). I prodotti agricoli maturati sulle piante
fruttifere (quali ad esempio la frutta) continuano a rimanere nell’ambito applicativo dello IAS 41
Agricoltura. Le modifiche saranno applicabili a partire dagli esercizi che hanno inizio il 1° gennaio 2016
o successivamente. Il Gruppo non prevede impatti derivanti dall’applicazione futura delle nuove
disposizioni.
>
“Amendments to IFRS 10 and IAS 28 – Sale or contribution of assets between an investor and its
associate or joint venture”, emesso a settembre 2014. Le modifiche stabiliscono che, in caso di
vendita/conferimento di asset ad una joint venture o ad una collegata, o di vendita di interessenze
partecipative che determinano la perdita di controllo, mantenendo il controllo congiunto o l’influenza
notevole sulla collegata o joint venture, l’ammontare dell’utile (perdita) rilevato dipende dal fatto se
gli asset o la partecipazione rappresentano, o meno, un business secondo quanto previsto dall’IFRS 3
“Aggregazioni aziendali”. In particolare se gli asset/partecipazione costituiscono un business,
l’eventuale utile (perdita) deve essere rilevata integralmente; se gli asset/partecipazione non
costituiscono un business, l’eventuale utile (perdita) deve essere rilevato soltanto per la quota di
della transazione. L’EFRAG ha raccomandato la Commissione Europea di posticipare il processo di
omologazione delle modifiche in oggetto finché non sarà completato il progetto dello IASB
sull’eliminazione degli utili e delle perdite derivanti dalle transazioni tra una società e le sue collegate
o joint venture.
>
“Amendments to IFRS 10, IFRS 12 and IAS 28 – Investment Entities: Applying the consolidation
exception”, emesso a dicembre 2014. Le modifiche chiariscono che se la Capogruppo (o controllante
intermedia) predispone un bilancio in conformità all’IFRS 10 (incluso il caso di una investment entity
che non consolidi le proprie partecipazioni in imprese controllate, ma le valuti al fair value),
l’esenzione dalla presentazione del bilancio consolidato si estende alle controllate di una investment
entity che sono a loro volta qualificate come investment entity. Inoltre, le modifiche chiariscono che
una controllante che si qualifichi come investment entity, deve consolidare una controllata che fornisce
attività o servizi di investimento collegati alle proprie attività di investimento, se la controllata non è
essa stessa una investment entity. Le modifiche semplificano altresì l’applicazione del metodo del
patrimonio netto per una società che non è una investment entity, ma detiene una partecipazione in
un’impresa collegata o in una joint venture che si qualifichi come “investment entity”. In particolare, la
227
competenza degli azionisti terzi della collegata o della joint venture, che rappresentano le controparti
società, quando applica il metodo del patrimonio netto può mantenere la valutazione al fair value
applicata dalle collegate o joint venture, equity investment, alle rispettive partecipazioni in imprese
controllate. Le modifiche saranno applicabili, previa omologazione, a partire dagli esercizi che hanno
inizio il 1° gennaio 2016 o successivamente. Il Gruppo non prevede impatti derivati dall’applicazione
futura delle nuove disposizioni.
>
“Ciclo annuale di miglioramenti agli IFRS 2010 – 2012”, emesso a dicembre 2013; contiene modifiche
formali e chiarimenti a principi già esistenti, applicabili al Gruppo dal 1° gennaio 2016, e che si ritiene
non avranno impatti significativi. In particolare, sono stati modificati i seguenti principi:
−
“IFRS 2 – Pagamenti basati sulle azioni”; la modifica separa le definizioni di “performance
condition” e “service condition” dalla definizione di “vesting condition” al fine di rendere la
descrizione di ogni condizione più chiara.
−
“IFRS 3 – Aggregazioni aziendali”; la modifica chiarisce come deve essere classificata e valutata
un’eventuale contingent consideration pattuita nell’ambito di una business combination. In
particolare, la modifica chiarisce che se la contingent consideration rappresenta uno strumento
finanziario, deve essere classificata come passività finanziaria o come strumento rappresentativo di
capitale. Nel primo caso, la passività è valutata al fair value e le relative variazioni sono rilevate a
conto economico in conformità all’IFRS 9. Le contingent consideration che non rappresentano
strumenti finanziari sono valutate al fair value e le relative variazioni sono rilevate a conto
economico.
−
“IFRS 8 – Settori operativi”; le modifiche introducono ulteriore informativa al fine di consentire agli
utilizzatori del bilancio di capire i giudizi del management circa l’aggregazione dei settori operativi e
sulle relative motivazioni di tale aggregazione. Le modifiche chiariscono, inoltre, che la
riconciliazione tra il totale dell’attivo dei settori operativi e il totale dell’attivo del Gruppo è richiesta
solo se fornita periodicamente al management.
−
“IAS 16 – Immobili, impianti e macchinari”; la modifica chiarisce che quando un elemento degli
immobili, impianti e macchinari è rivalutato, il suo valore di carico “lordo” è adeguato
coerentemente con la rivalutazione del valore di carico dell’asset. Inoltre, viene chiarito che
l’ammortamento cumulato è calcolato come differenza tra il valore di carico “lordo” ed il valore di
carico dopo aver tenuto in considerazione ogni perdita di valore cumulata.
−
“IAS 24 – Informativa di bilancio sulle operazioni con parti correlate”; la modifica chiarisce che una
responsabilità strategica, è una parte correlata della società. Ne consegue che, la società dovrà
evidenziare nell’ambito dell’informativa richiesta dallo IAS 24 in tema di parti correlate, oltre i costi
per servizi pagati o pagabili alla management entity, anche le altre transazioni con la stessa entity,
quali ad esempio i finanziamenti. La modifica inoltre chiarisce che, se una società ottiene da altre
entità servizi di dirigenza con responsabilità strategica, la stessa non sarà tenuta a fornire
l’informativa circa i compensi pagati o pagabili dalla management entity a tali dirigenti.
−
“IAS 38 – Attività immateriali”; la modifica chiarisce che quando un’attività immateriale è
rivalutata, il suo valore di carico “lordo” è adeguato coerentemente con la rivalutazione del valore
di carico dell’asset. Inoltre, viene chiarito che l’ammortamento cumulato è calcolato come
differenza tra il valore di carico “lordo” ed il valore di carico dopo aver tenuto in considerazione
ogni perdita di valore cumulata.
Il “Ciclo annuale di miglioramenti agli IFRS 2010 – 2012”, ha modificato, inoltre, le Basis for
Conclusion del principio “IFRS 13 – Valutazione del fair value” per chiarire che i crediti e i debiti a
breve termine che non presentano un tasso d’interesse da applicare all’importo in fattura possano
essere ancora valutati senza attualizzazione, se l’effetto di tale attualizzazione non è materiale.
228
management entity, ossia un’entità che presta alla società servizi resi da dirigenti con
>
“Ciclo annuale di miglioramenti agli IFRS 2012 – 2014”, emesso a settembre 2014; contiene modifiche
formali e chiarimenti a principi già esistenti che, si ritiene, non avranno impatti significativi per il
Gruppo. In particolare, sono stati modificati i seguenti principi:
−
“IFRS 5 – Attività non correnti possedute per la vendita e attività operative cessate”; le modifiche
chiariscono che il cambiamento di classificazione di un’attività (o gruppo in dismissione) da
posseduta per la vendita a posseduta per la distribuzione ai soci non deve essere considerato un
nuovo piano di dismissione, ma la continuazione del piano originario. Pertanto, tale modifica di
classificazione non determina l’interruzione dell’applicazione delle previsioni dell’IFRS 5, né
tantomeno la variazione della data di classificazione. Le modifiche saranno applicabili alle variazioni
di classificazione effettuate a partire dagli esercizi che hanno inizio il 1° gennaio 2016 o
successivamente.
−
“IFRS 7 – Strumenti finanziari: informazioni integrative”; relativamente alle disclosure da fornire
per ogni coinvolgimento residuo in attività trasferite e cancellate per l’intero ammontare, le
modifiche al principio chiariscono che, ai fini della disclosure, un contratto di servicing, che preveda
la corresponsione di una commissione, può rappresentare un coinvolgimento residuo in tale attività
trasferita. La società deve analizzare la natura della commissione e del contratto per determinare
quando è richiesta la specifica disclosure. Le modifiche chiariscono, inoltre, che le disclosure
relative alla compensazione di attività e passività finanziarie non sono richieste nei bilanci intermedi
sintetici. Le modifiche saranno applicabili a partire dagli esercizi che hanno inizio il 1° gennaio 2016
o successivamente.
−
“IAS 19 – Benefici per i dipendenti”; lo IAS 19 richiede che il tasso di sconto utilizzato per
attualizzare la passività per benefici successivi alla cessazione del rapporto di lavoro deve essere
determinato con riferimento ai rendimenti di mercato di titoli di aziende primarie o di titoli pubblici,
qualora non esista un mercato profondo di titoli di aziende primarie. La modifica allo IAS 19
chiarisce che la profondità del mercato dei titoli di aziende primarie deve essere valutata sulla base
della valuta in cui l’obbligazione è espressa e non della valuta del paese in cui l’obbligazione è
localizzata. Se non esiste un mercato profondo di titoli di aziende primarie in tale valuta, deve
essere utilizzato il corrispondente tasso di rendimento dei titoli pubblici. Le modifiche saranno
applicabili a partire dagli esercizi che hanno inizio il 1° gennaio 2016 o successivamente.
−
“IAS 34 – Bilanci intermedi”; la modifica prevede che le disclosure richieste per le situazioni
infrannuali devono essere fornite o nel bilancio intermedio o richiamate nel bilancio intermedio
del rischio) che sia disponibile agli utilizzatori del bilancio negli stessi termini e allo stesso tempo
del bilancio intermedio. Le modifiche saranno applicabili a partire dagli esercizi che hanno inizio il
1° gennaio 2016 o successivamente.
229
attraverso un riferimento ad altro prospetto (ad es.: la relazione degli amministratori sulla gestione
4.
Principali variazioni dell’area di consolidamento
Nei due esercizi in analisi l’area di consolidamento ha subìto alcune modifiche a seguito delle seguenti
principali operazioni:
Esercizio 2014
•
Acquisizione, in data 12 maggio 2014, di un’ulteriore quota del 26% nel capitale di Buffalo Dunes
Wind Project, consolidata con il metodo del patrimonio netto in base alla quota azionaria
precedentemente detenuta (49%). Conseguentemente, a partire da tale data, la società è consolidata
con il metodo integrale;
•
acquisizione, nel corso del secondo trimestre 2014, del 100% della società Aurora Distributed Solar,
società operante nello sviluppo di impianti solari in Nord America;
•
cessione nel primo semestre 2014 di alcune partecipate portoghesi operanti nel settore della
cogenerazione;
•
acquisizione, in data 22 luglio 2014, della rimanente quota della partecipazione detenuta da Sharp in
Enel Green Power & Sharp Solar Energy Srl (adesso Enel Green Power Solar Energy Srl “ESE”), joint
venture precedentemente consolidata con il metodo del patrimonio netto. Conseguentemente, a
partire da tale data, la società è consolidata con il metodo integrale;
•
acquisizione, nel secondo semestre 2014, di una quota del 50% della società Osage Wind LLC,
titolare di un progetto di sviluppo eolico per 150 MW. La società detenuta in joint control è
consolidata con il metodo del patrimonio netto;
•
acquisizione, nel corso del quarto trimestre 2014, del 100% di 6 società titolari di altrettanti progetti
di sviluppo eolico negli Stati Uniti;
•
cessione, in data 12 dicembre 2014, dell’intera partecipazione di LaGeo (36,2%), società consolidata
con il metodo del patrimonio netto, a Inversiones Energéticas S.A. de C.V., già azionista di
maggioranza della società;
•
cessione, in data 18 dicembre 2014, della partecipazione di Enel Green Power France S.a.s, società
interamente controllata, a Boralex EnR S.a.s..
Acquisizione del 66,7% di 3Sun
In data 6 marzo 2015, EGP ha completato l’acquisto da STMicroelectronics (“STM”) e Sharp dell’ulteriore
quota del 66,7% nel capitale di 3Sun attuando l’accordo siglato con gli stessi nel mese di luglio 2014
come già descritto nella sezione “Fatti di rilievo 2014” della Relazione finanziaria annuale al 31 dicembre
2014.
A tal riguardo si evidenzia che l’accordo con STM ha previsto anche il versamento da parte della stessa a
EGP di un importo pari a 12 milioni di euro, che ha comportato il disimpegno di STM da ogni obbligo
associato alla partecipazione alla joint venture e nei confronti di EGP.
A valle dell’operazione, 3Sun risulta detenuta totalmente dal Gruppo ed è stata consolidata integralmente
(precedentemente era valutata secondo il metodo del patrimonio netto).
In base a quanto previsto dall’IFRS3 Revised tale operazione ricade nella fattispecie di un’aggregazione
aziendale realizzata in più fasi (step-up acquisition) e, pertanto, l’interessenza precedentemente detenuta
è stata rimisurata al fair value, con effetti a Conto economico alla data di acquisizione. Nel corso dell’anno
230
Esercizio 2015
il processo di allocazione del costo di acquisto al fair value delle attività acquisite, delle passività e delle
passività potenziali assunte, si è concluso.
I valori determinati in via definitiva sono di seguito riepilogati:
Milioni di euro
Attività nette acquisite dopo l'allocazione definitiva
115
Valore della business combination:
- valore contabile dell’interessenza detenuta alla data di acquisizione
(2)
- rimisurazione al fair value dell’interessenza detenuta alla data di acquisizione
40
- costo dell’acquisizione effettuata nel 2015
-
Totale
38
Negative goodwill
(77)
Nella seguente tabella sono esposti i fair value definitivi delle attività acquisite, delle passività e delle
passività potenziali assunte, alla data di acquisizione:
Milioni di euro
Valori
rilevati
alla data di
acquisizione
122
7
Crediti per imposte anticipate
84
Altre attività correnti e non correnti
93
Totale attività
306
Patrimonio netto
115
Debiti finanziari
140
Debiti commerciali
25
Passività per imposte differite e altre passività
26
Totale patrimonio netto e passività
306
Nel corso del 2015 il Gruppo Enel Green Power nella quarta fase della gara del REIPPPP (Renewable
Energy Independent Power Producer Procurement Programme) si è aggiudicato contratti per l’avvio di
nuovi progetti eolici in Sud Africa per una capacità installata complessiva pari a 705 MW.
Tale evento ha comportato l’acquisizione di alcuni progetti, rappresentativi di business, ed è stato trattato
in conformità con le disposizioni dell’IFRS3 Revised.
Il corrispettivo di ciascuna di tali operazioni prevede una componente fissa e una contingent
consideration. Nel corso dell’esercizio 2015 si è pertanto proceduto all’identificazione dei fair value
definitivi delle attività e passività acquisite, nonché delle passività potenziali assunte.
Le principali rettifiche, i cui effetti sono sotto riepilogati in maniera aggregata sono essenzialmente
riconducibili:
> all’adeguamento di valore di alcune attività immateriali per effetto del completamento del processo di
determinazione del relativo fair value;
> alla determinazione degli effetti fiscali sulle rettifiche descritte.
Il processo di allocazione dell’excess cost ha comportato la rilevazione di un negative goodwill a Conto
economico pari a circa 12 milioni di euro.
231
Aggregazioni aziendali in Sud Africa
Vengono riepilogati di seguito gli effetti dell’operazione:
Milioni di euro
Valore contabile alla
data di acquisizione
Rettifiche fair Valori rilevati alla data
value
di acquisizione
-
76
76
Altre attività
-
-
-
TOTALE ATTIVITÀ
-
76
76
-
21
21
-
-
-
TOTALE PASSIVITÀ
-
21
21
ATTIVO NETTO
-
55
55
Negative goodwill
-
-
(12)
Valore dell’operazione
-
-
43
Effetto Cassa
-
-
6
Acquisizione del 68% di BLP Energy
In data 24 settembre 2015 il Gruppo ha acquisito una quota di controllo pari al 68% nel capitale di BLP
Energy (“BLP”), società operante nel settore delle rinnovabili in India, che detiene impianti eolici per una
capacità installata complessiva di 172 MW e una produzione totale annuale di circa 340 GWh.
L’operazione si configura come un’aggregazione aziendale ed è stata trattata in conformità con le
disposizioni dell’IFRS 3 Revised.
Nel corso dell’esercizio si è proceduto all’identificazione dei fair value definitivi delle attività e passività
acquisite, nonché delle passività potenziali assunte. Le principali rettifiche, i cui effetti sono sotto
riepilogati sono essenzialmente riconducibili:
> all’adeguamento di valore di alcune attività materiali per effetto del completamento del processo di
determinazione del relativo fair value;
> alla determinazione degli effetti fiscali sulle rettifiche descritte.
Milioni di euro
Valore contabile
alla data di
Acquisizione
76
15
Valori rilevati alla
data di
Acquisizione
Rettifiche
Fair Value
16
92
15
7
-
7
TOTALE ATTIVITA'
98
16
114
Debiti finanziari
62
-
62
0
5
5
Altre passività correnti e non correnti
3
2
5
TOTALE PASSIVITA'
65
7
72
Patrimonio netto di terzi
10
3
13
ATTIVO NETTO
23
6
29
Avviamento
6
(6)
0
Valore dell'operazione
29
-
29
Disponibilità liquide
15
Effetto cassa
14
15
14
232
Vengono riepilogati di seguito gli effetti dell’operazione:
Riattribuzione ai soci del Consorzio ENEOP dei relativi asset
Nel corso del 2015 Enel Green Power SpA attraverso le sue controllate spagnole e portoghesi ha avviato
un processo di separazione delle attività del consorzio ENEOP, nel quale deteneva una interessenza di
collegamento pari al 40%. Nel mese di settembre 2015, EGP ha siglato un accordo con gli altri soci del
consorzio mediante il quale ciascuno degli stessi ha acquisito il controllo su uno specifico portafoglio di
impianti già identificato secondo le previsioni di uno “split agreement” sottoscritto in esercizi precedenti;
in particolare, il portafoglio di asset assegnato a EGP ha una capacità installata netta pari a circa 445 MW.
Il Gruppo ha quindi acquisito dagli altri soci un’ulteriore quota del 60% (pari a 96 milioni di euro) relativa
al proprio portafoglio, con conseguente ottenimento del controllo (step-acquisition), a fronte della
cessione dell’interessenza del 40% degli asset destinati agli altri consorziati (pari a circa 80 milioni di
euro complessivi) e del riconoscimento di una cash compensation per riequilibrare i pesi dei diversi
portafogli.
Nella tabella seguente sono esposti i fair value provvisori delle attività acquisite, delle passività e delle
passività potenziali assunte, alla data di acquisizione del portafoglio acquisito.
Valore
contabile
alla
data di
acquisizione
Milioni di euro
Rettifiche
Fair Value
e Cash
Compensation
Valori
rilevati
alla
data di
acquisizione
442
-
442
Immobilizzazioni immateriali
18
-
18
Avviamento
25
15
40
128
-
128
34
41
75
TOTALE ATTIVITA'
647
56
703
Finanziamenti
518
(28)
490
(1)
Altre Passività correnti e non correnti
TOTALE PASSIVITA'
TOTALE ATTIVITA' NETTE
(1)
di cui 41 milioni di euro di Cash Compensation.
52
-
52
570
(28)
542
77
84
161
complessivamente pari a circa 29 milioni di euro, conseguenti alla rimisurazione al fair value (in accordo
con l’IFRS 3 R) della partecipazione precedentemente detenuta, effettuata tenendo anche conto degli
elementi di valutazione riconducibili all’operazione di cessione degli asset detenuti in Portogallo, di seguiti
descritti. Infatti, la conclusione dell’operazione di scissione di ENEOP, avvenuta nel mese di ottobre,
soddisfa la condizione sospensiva per il perfezionamento dell’accordo firmato nel mese di settembre 2015
con First State Wind Energy Investments volto alla vendita di tutte le attività detenute in Portogallo
avvenuta in data 26 novembre 2015, e descritta nel paragrafo successivo.
Cessione del 100% di Finerge Gestão de Projectos Energéticos, S.A
In data 26 novembre 2015, il Gruppo EGP attraverso la sua controllata Enel Green Power España, S.L. ha
concluso la vendita dell’intero capitale sociale della partecipazione di Finerge Gestão de Projectos
Energéticos, S.A, alla società portoghese First State Wind Energy Investments S.A., per un corrispettivo
totale di circa 900 milioni di euro. L’operazione si è perfezionata a seguito della conclusione della
scissione di ENEOP ed ha determinato una plusvalenza, inclusiva degli effetti del consolidamento di
ENEOP al netto degli oneri accessori, pari a circa 29 milioni di euro.
233
Tale operazione ha comportato, al netto degli oneri accessori, un effetto a Conto economico
Creazione di una joint venture paritetica nel settore fotovoltaico in Italia
Nel corso del quarto trimestre 2015, il Gruppo EGP ha conferito una quota parte dei propri asset solari
detenuti in Italia in una nuova joint venture paritetica con F2i Energie Rinnovabili S.r.l., per effetto
dell’accordo siglato in data 16 ottobre 2015 e con efficacia a partire dal 31 dicembre 2015.
Tale operazione, che ha comportato la perdita del controllo sui suddetti asset, presenta un fair value pari
a 111 milioni di euro e ha generato un effetto a Conto economico complessivamente pari a 11 milioni di
euro, comprensivi della rimisurazione al fair value (in accordo con l’IFRS 10) delle interessenze
precedentemente detenute e conferite nella nuova joint venture.
Altre operazioni
Nel corso del 2015 il Gruppo ha inoltre posto in essere le seguenti operazioni:
•
Enel Green Power North America Inc (EGPNA) è divenuta titolare dell’intero capitale di Geronimo
Wind Energy ed ha conferito nella stessa una serie di progetti e i componenti PTC necessari a
qualificare alcuni progetti eolici. Gli assets sono stati successivamente ceduti per un valore
complessivo di 32 milioni di euro con un effetto positivo sull’utile operativo di 10 milioni di euro;
•
acquisizione del controllo della società Osage Wind LLC, precedentemente consolidata con il metodo
del patrimonio netto, società proprietaria di un impianto eolico con una capacità installata totale di
150 MW;
•
acquisizione di due società per lo sviluppo di impianti eolici in Messico, per un valore complessivo
dell’operazione pari a 9 milioni di euro;
•
acquisizione da parte di Enel Green Power Chile di un’ulteriore quota pari al17,3% nel capitale della
controllata Geotermica del Norte (già controllata al 51%), società operante nello sviluppo di impianti
geotermici in Cile, per un valore complessivo dell’operazione pari a circa 33 milioni di euro;
•
acquisizione di una quota di controllo pari al 78,6% del capitale sociale di Erdwärme Oberland GmbH
(“EO”) da Erdwärme Bayern GmbH & Co. ("EB"), società specializzata nello sviluppo di progetti
geotermici in Germania, per un valore complessivo dell’operazione pari a circa 22 milioni di euro.
In aggiunta alle suddette variazioni nell’area di consolidamento, si segnalano anche le seguenti operazioni
che, pur non caratterizzandosi come operazioni che hanno determinato l’acquisizione o la perdita di
partecipate:
Cessione di una quota di interessenza in EGPNA Renewable Energy Partners, LLC
In data 31 marzo 2015, attraverso la sua controllata Enel Green Power North America, Inc., il Gruppo ha
sottoscritto un accordo con l’unità di General Electric GE Energy Financial Services per la vendita di una
quota di minoranza del 49% della newco, EGPNA Renewable Energy Partners, LLC (di seguito “EGPNA
REP”), nella quale sono andate a confluire alcune società nordamericane operanti principalmente nel
settore eolico e idroelettrico.
EGPNA continuerà a possedere il 51% della società, che sarà consolidata integralmente, e continuerà ad
essere responsabile della gestione quotidiana degli asset della controllata, dal punto di vista
amministrativo, operativo e della manutenzione.
234
controllo, hanno comportato una variazione dell’interessenza detenuta dal Gruppo nelle relative
La cessione ha generato un incasso complessivo di 458 milioni di euro che, al netto degli oneri accessori
(pari a 8 milioni di euro), ammonta a 450 milioni di euro anche tenuto conto del prezzo attribuito ad
alcuni progetti (tra cui Goodwell, Chisholm View e Prairie rose) soggetto a potenziali aggiustamenti,
alcuni dei quali, alla data del presente bilancio si sono già realizzati.
Il risultato dell’operazione, determinato come differenza tra il prezzo netto di vendita e la quota di
patrimonio netto ceduta a terzi, è pari a 14 milioni di euro ed è stato allocato in una riserva di patrimonio
netto, dal momento che il Gruppo mantiene il controllo della società oggetto della cessione.
Gli effetti dell’operazione al 2015 sono i seguenti:
Milioni di euro
Valore dell'operazione
(1)
Attività nette cedute
450
436
Riserva per operazioni su non controlling interest
14
(1) al netto degli oneri accessori
Acquisizione del restante 49% del capitale di Energia Eolica
Nel corso del mese di aprile 2015 il Gruppo ha acquisito il 49% di Energia Eolica, società italiana attiva
nella produzione di energia eolica nella quale il Gruppo deteneva già l’altra quota del 51%. L’operazione,
del valore di 9 milioni di euro, ha comportato la rilevazione di un onere pari a 5 milioni di euro, che è
stato allocato in una riserva di patrimonio netto, dal momento che il Gruppo già deteneva il controllo della
società.
5. Informativa per area di attività
Si segnala che, a far data dal 22 ottobre 2015, il Gruppo Enel Green Power ha adottato la seguente
nuova struttura organizzativa:
>
Europa e Nord Africa, che comprende il Nord Africa, oltre alle country precedentemente incluse
>
America Latina;
>
Nord America;
>
Africa Sub-Sahariana e Asia che include India e Sud Africa, precedentemente incluse nell’area
Europa.
I criteri per identificare i settori di attività attraverso i quali il Gruppo opera sono stati ispirati, tra l’altro,
alle modalità attraverso le quali il più alto livello decisionale operativo rivede periodicamente i risultati del
Gruppo ai fini dell’adozione di decisioni in merito alle risorse da allocare al settore e ai fini della
valutazione dei risultati stessi.
In particolare, nelle tabelle che seguono sono stati identificati i settori operativi nei quali il Gruppo opera
sia in Italia sia all’estero e gli indicatori utilizzati dal management del Gruppo nell’ambito dei relativi
processi di analisi dei risultati dei settori per l’esercizio 2015 e per l’esercizio 2014 riesposto in base alla
nuova struttura organizzativa come previsto dall’IFRS 8.
Per ciascuno dei settori sopra indicati, nella presente sezione sono riportate le informazioni previste dalla
Raccomandazione CONSOB del 18 Luglio 2013 n.0061493 destinata agli operatori del settore delle
energie rinnovabili.
235
nell’Area Europa;
Risultati per area di attività del 2015
Milioni di euro
value
fair value
Africa
Europa
Sube Nord America
Africa
Latina America
Discontinued
operations
Retail TOTALE
1.790
650
532
14
-
2.986
-
2.986
72
-
-
-
(72)
-
-
-
1.862
650
532
14
(72)
2.986
-
2.986
Totale Costi
757
286
180
9
(72)
1.160
-
1.160
Ammortamenti
518
115
148
2
-
783
-
783
Impairment e ripristini di valore
222
-
36
-
-
258
-
258
Utile operativo
365
249
168
3
-
785
-
785
251
-
22
-
273
-
273
Investimenti
316
1.548
290
312
-
2.466
-
2.466
Risultati per area di attività del 2014
Ricavi verso Terzi, incluso effetto
gestione contratti su commodity
Ricavi totali, incluso effetto
gestione contratti su
commodity valutati al fair
value
Europa e
Nord
Africa
Discontinued
operations
Africa
SubAmerica
Latina America
e Asia rettifiche
Totale
Retail
TOTALE
2.061
538
394
3
-
2.996
-
2.996
65
-
-
-
(65)
-
-
-
2.126
538
394
3
(65)
2.996
-
2.996
Totale Costi
661
336
118
4
(65)
1.054
4
1.058
Ammortamenti
517
60
119
-
-
696
-
696
217
-
8
-
-
225
-
225
Utile operativo
Partecipazioni valutate con il
metodo del patrimonio netto
731
142
149
(1)
-
1.021
(4)
1.017
270
1
52
-
Investimenti
371
926
308
24
323
-
1.629
323
-
1.629
236
Milioni di euro
Variazione
Milioni di euro
value
fair value
Retail TOTALE
(271)
112
138
11
-
(10)
-
(10)
7
-
-
-
(7)
-
-
-
(264)
112
138
11
(7)
(10)
-
(10)
96
(50)
62
5
(7)
106
(4)
102
1
55
29
2
-
87
-
87
Totale Costi
Ammortamenti
5
-
28
-
-
33
-
33
(366)
107
19
4
-
(236)
4
(232)
(19)
(1)
(30)
-
-
(50)
-
(50)
(55)
622
(18)
288
-
837
-
837
Utile operativo
Discontinued
operations
Africa
Europa
Sube Nord America
Africa
Latina America
Investimenti
La seguente tabella rappresenta la riconciliazione tra attività e passività per area di attività e quelle
esposte nello schema di Stato patrimoniale consolidato:
al 31.12.2015
al 31.12.2014
2015 - 2014
1.677
Totale attività
20.475
18.798
Attività di natura finanziaria e disponibilità liquide
(709)
(1.214)
505
Attività di natura fiscale
(835)
(407)
(428)
Altre attività
(939)
(1.192)
253
Attività operative
17.992
15.985
2.007
Totale Passività
10.845
9.869
976
Passività di natura finanziaria e finanziamenti
(7.739)
(7.408)
(331)
Passività di natura fiscale
(1.066)
(785)
(281)
Altre passività
Passività operative
(36)
(42)
6
2.004
1.634
370
Al 31 dicembre 2015
Milioni di euro
Europa e
Nord Africa
America
Latina
Nord
America
Africa SubSahariana
e Asia
Elisioni e
rettifiche
Totale
8.130
4.727
3.343
492
-
16.692
Crediti commerciali
423
115
36
-
(123)
451
Altre attività operative
447
282
113
9
(3)
848
Attività materiali e immateriali
Attività operative
9.000
5.124
3.492
501
(126)
17.991
Debiti commerciali
359
827
103
72
(93)
1.268
Fondo rischi e oneri
183
18
31
14
-
246
Altre passività operative
318
85
97
15
(25)
490
860
930
231
101
(118)
2.004
237
Milioni di euro
Al 31 dicembre 2014
Europa e
Nord Africa
America
Latina
Nord
America
Africa SubSahariana
e Asia
Elisioni e
rettifiche
Totale
8.724
3.156
2.761
66
-
14.707
Crediti commerciali
382
114
49
1
(106)
440
Altre attività operative
487
203
143
4
1
838
9.593
3.473
2.953
71
(105)
15.985
Debiti commerciali
399
399
188
7
(105)
888
Fondo rischi e oneri
113
13
24
-
-
150
Altre passività operative
334
123
134
19
(14)
596
846
535
346
26
(119)
1.634
Milioni di euro
Attività operative
Informazioni sul Conto economico consolidato
6.
Ricavi delle vendite e delle prestazioni – Euro 2.356 milioni
Milioni di euro
Energia
Altre vendite e prestazioni
Totale
2015
di cui con
parti
correlate
2014
di cui con
parti
correlate
2015 2014
2.332
24
905
2.127
862
205
2
21
5
3
2.356
2.148
208
I ricavi per “Energia” si riferiscono per 2.115 milioni di euro alla vendita di energia (1.972 milioni di euro
nel 2014) e per 217 milioni di euro ad altre forme di incentivi (pari a 155 milioni di euro nel 2014).
L’incremento dei ricavi per vendita di energia rispetto all’esercizio precedente, pari a 205 milioni di euro,
è riferibile principalmente ai maggiori ricavi registrati in Nord America (102 milioni di euro) e in America
Latina (101 milioni di euro), in linea con l’aumento della produzione.
L’incremento dei ricavi da altre forme di incentivi, pari a 63 milioni di euro rispetto all’esercizio
precedente, è principalmente riferibile al Nord America per ricavi da tax partnership (55 milioni di euro).
all’esercizio precedente (21 milioni di euro), principalmente riconducibile a servizi prestati a società
collegate in Italia.
7.
Altri ricavi e proventi – Euro 655 milioni
Milioni di euro
Certificati verdi
Plusvalenze da cessione di attività materiali e immateriali
2015
di cui con
parti
correlate
369
297
17
-
2014
di cui con
parti
correlate
2015 2014
428
353
(59)
7
10
Altri proventi
269
337
(68)
Totale
655
772
(117)
La voce “Certificati verdi”, pari a 369 milioni di euro (428 milioni di euro nel 2014), accoglie i ricavi
registrati in Italia pari a 302 milioni di euro su 3.036 GWh di energia prodotta (355 milioni di euro su
238
I ricavi per “Altre vendite e prestazioni” presentano un incremento di 3 milioni di euro rispetto
3.674 GWh di energia prodotta nel 2014) e in Romania pari a 67 milioni di euro su 1.330 GWh di energia
prodotta (73 milioni di euro su 1.268 GWh di energia prodotta nel 2014).
Gli “Altri proventi” accolgono gli effetti registrati nell’area Europa e Nord Africa conseguenti: (i) negative
goodwill a fronte dell’acquisizione del controllo di 3Sun (117 milioni di euro) e delle entità in Sudafrica
(12 milioni di euro); (ii) all’iscrizione del relativo indennizzo previsto dall’accordo con STM (pari a 12
milioni di euro); (iii) alla plusvalenza relativa alla vendita del Portogallo (inclusiva degli effetti del
consolidamento di alcuni progetti del portafoglio del consorzio ENEOP) (29 milioni di euro).
Si evidenzia che gli altri ricavi del 2014 (337 milioni di euro) si riferiscono principalmente agli effetti
derivanti dalla cessione di alcune partecipazioni (in La Geo per 123 milioni di euro ed in Enel Green Power
France per 31 milioni di euro) oltre all’iscrizione dell’indennizzo previsto nell’accordo con Sharp sull’”off
take” della produzione della fabbrica 3Sun (95 milioni di euro).
8.
Acquisti energia e altri combustibili– Euro 175 milioni
Milioni di euro
Energia elettrica
Combustibili
Totale
2015
di cui con
parti
correlate
163
45
2014
di cui con
parti
correlate
2015 2014
284
39
(121)
12
7
5
175
291
(116)
I costi per acquisto di “Energia elettrica” registrano un decremento di 121 milioni di euro, principalmente
riferibile ad un decremento dei costi per l’energia acquistata in Brasile (71 milioni di euro) e in Panama
9.
Servizi e altri materiali – Euro 595 milioni
Milioni di euro
Manutenzioni e riparazioni
Materiali
Costi per godimento beni di terzi
114
2014
di cui con
parti
correlate
2015 2014
85
29
42
-
62
51
(20)
133
8
95
6
38
84
199
82
57
Costi di trasmissione
50
Altri costi per servizi
256
48
2
Totale
595
489
106
Costi per materie prime capitalizzati
(20)
(16)
(4)
Costi per servizi capitalizzati
(26)
(38)
12
I costi per “Manutenzioni e riparazioni” presentano un incremento di 29 milioni di euro in Europa e Nord
Africa (12 milioni di euro) principalmente per il consolidamento della controllata 3Sun (11 milioni di euro)
e in Nord America (9 milioni di euro) a seguito dell’entrata in esercizio di nuovi impianti.
I costi per “Materiali” si riducono per 20 milioni di euro principalmente in Europa e Nord Africa (24 milioni
di euro).
I “Costi per godimento beni di terzi” presentano un incremento di 38 milioni di euro principalmente per
effetto di un incremento in Italia dei canoni di derivazione acqua (13 milioni di euro).
239
2015
di cui con
parti
correlate
10.
Costo del personale – Euro 339 milioni
Milioni di euro
Salari e stipendi
Oneri sociali
Benefici successivi al rapporto di lavoro
Altri benefici a lungo termine
2015
2014
2015 - 2014
226
194
32
50
46
4
-
7
(7)
4
-
4
59
9
50
Totale
339
256
83
Costi per personale capitalizzati
(88)
(77)
(11)
Altri Costi
L’incremento della voce “Salari e stipendi” riflette il maggior costo medio e la maggiore consistenza media
dell’esercizio (+15,7%) per effetto della crescita registrata prevalentemente in Italia e Nord Africa (in
aumento di 417 unità rispetto al 2014) e in America Latina (in aumento di 170 unità rispetto al 2014).
Gli “Altri costi” includono gli effetti connessi ad alcuni accordi siglati nel perimetro Italia per l’uscita
anticipata di personale (48 milioni di euro).
Nel prospetto che segue sono evidenziate la consistenza media dei dipendenti per categoria di
appartenenza, confrontata con quella dell’esercizio precedente, nonché la consistenza effettiva al 31
dicembre 2015:
Milioni di euro
Consistenza media
2015
Dirigenti
Quadri
Impiegati
Consistenza finale
2014
2015-2014
al 31.12.2015
111
88
71
17
700
657
43
699
2.038
1.664
374
2.212
Operai
1.267
1.145
122
1.287
Totale
4.093
3.537
556
4.309
11.
Ammortamenti e impairment – Euro 1.041 milioni
2015
2014
2015 - 2014
690
610
80
Ammortamento attività immateriali
93
86
7
Impairment di avviamento
13
33
(20)
Ammortamento immobili, impianti e macchinari
Totale
245
192
53
1.041
921
120
La voce “Ammortamento immobili, impianti e macchinari” registra un incremento di 80 milioni di euro
rispetto al 2014, principalmente per effetto della rilevazione degli ammortamenti sulla nuova capacità
installata in Nord America (27 milioni di euro), in Cile (21 milioni di euro), in Messico (14 milioni di euro)
e in Brasile (11 milioni di euro).
L’incremento della voce “Ammortamento attività immateriali”, pari a 7 milioni di euro, riflette
principalmente i maggiori ammortamenti delle attività immateriali delle società in America Latina (3
milioni di euro) e in Nord America (2 milioni di euro).
240
Milioni di euro
La voce “Impairment di avviamento” si riferisce alla svalutazione dell’avviamento di Enel Green Power
Romania; nel 2014 la voce accoglieva la svalutazione dell’avviamento di Enel Green Power Hellas.
La voce “Impairment e ripristini di valore”, pari a 245 milioni di euro, accoglie gli adeguamenti di valore
di talune attività di EGP Romania (146 milioni di euro) e degli asset di 3Sun (46 milioni di euro).
Inoltre si è proceduto alla svalutazione di alcuni specifici progetti in Nord America (33 milioni di euro) e di
crediti in Europa (16 milioni di euro).
Con riferimento alla società 3SUN, alla luce dell’esito sfavorevole di alcune gare in Cile ed in SudAfrica,
risalenti all’ultimo trimestre dell’esercizio, a cui hanno partecipato alcune entità del Gruppo, ai fini
dell’aggiudicazione di concessioni per la produzione di energia con tecnologia fotovoltaica, è emerso che i
pannelli prodotti dalla società 3Sun hanno un rendimento energetico poco competitivo, sotto il profilo
tecnico ed economico. Ciò ha indotto gli amministratori ad effettuare, alla fine dell’esercizio 2015, una
stima del valore d’uso delle linee produttive da cui è emersa la necessità di rilevare la perdita di valore
sopra menzionata.
12.
Altri costi operativi – Euro 185 milioni
Milioni di euro
2015
di cui con
parti
correlate
2014
Imposte e tasse
72
-
64
8
Contributi
39
-
32
7
74
1
Altri oneri diversi di gestione
Totale
185
di cui con
parti
correlate
2015 2014
53
21
149
36
La voce “Imposte e tasse”, pari a 72 milioni di euro, presenta un incremento di 8 milioni di euro rispetto
al 2014, riferibile principalmente all’incremento delle imposte sugli immobili in Italia (9 milioni di euro).
La voce “Altri oneri diversi di gestione” accoglie le perdite registrate su alcuni impianti in Nord America (7
milioni di euro), in Cile (6 milioni di euro), in Brasile (3 milioni di euro) e in Sud Africa (2 milioni di euro).
13.
Proventi/(Oneri) netti da contratti su commodity valutati al fair value – Euro (25) milioni
2015
di cui con
parti
correlate
Proventi da variazione nel fair value
2
-
3
Proventi da contratti su commodity chiusi nel periodo
1
-
79
(3)
-
(4)
(25)
(23)
(2)
Totale proventi
Oneri da variazione nel fair value
Oneri da contratti su commodity chiusi nel periodo
3
2014
di cui con
parti
correlate
2015 2014
79
(78)
(1)
82
(79)
1
(2)
(23)
Totale oneri
(28)
(6)
(22)
Totale proventi/(oneri) netti da contratti su commodity
misurati al fair value
(25)
76
(101)
I “Proventi/(oneri) netti da contratti su commodity valutati al fair value” si riferiscono per 24 milioni di
euro a oneri netti realizzati su posizioni chiuse nel corso dell’esercizio (77 milioni di euro di proventi netti
nel 2014) e per 1 milione di euro a oneri netti da valutazione (1 milione di euro di oneri netti nel 2014).
I contratti in Italia relativi alla commodity sono posti in essere prevalentemente con la correlata Enel
Trade.
241
Milioni di euro
14. Proventi/(Oneri) finanziari netti da contratti derivati – Euro (108) milioni
Milioni di euro
2015
di cui con
parti
correlate
2014
Proventi da derivati di fair value hedge
-
-
-
Proventi da derivati di cash flow hedge
1
1
1
42
36
6
(44)
(17)
(107)
(101)
Proventi da derivati al fair value rilevato a conto economico
Totale proventi finanziari da contratti derivati
Oneri da derivati di cash flow hedge
Oneri da derivati al fair value rilevato a conto economico
43
di cui con
parti
correlate
2015 2014
-
6
36
(21)
(18)
(23)
(7)
(7)
7
36
(100)
Totale oneri finanziari da contratti derivati
(151)
(28)
(123)
Totale proventi/(oneri) finanziari netti da contratti
derivati
(108)
(21)
(87)
I “Proventi/(Oneri) finanziari netti da contratti derivati” si riferiscono per 43 milioni di euro a oneri netti
da derivati di cash flow hedge (20 milioni di euro di oneri netti nel 2014) e per 65 milioni di euro a oneri
netti da derivati al fair value rilevato a conto economico (1 milioni di euro di oneri netti nel 2014).
15.
Altri proventi/(oneri) finanziari netti – Euro (237) milioni
Milioni di euro
Interessi ed altri proventi da attività finanziarie
Totale proventi finanziari
244
30
37
16
281
2014
di cui con
parti
correlate
2015 2014
58
4
186
50
23
(13)
(23)
(129)
108
(192)
Interessi ed altri oneri da passività finanziarie
(326)
- finanziamenti a lungo termine
(343)
(143)
(284)
(146)
(59)
- finanziamenti a breve termine
(35)
(31)
(31)
(30)
(4)
- altri oneri finanziari
(28)
(5)
(25)
(2)
(3)
80
-
59
- oneri finanziari capitalizzati
Svalutazione e ripristino attività finanziarie
(36)
(63)
173
Differenze negative di cambio
(281)
(45)
21
-
-
-
Totale oneri finanziari
(518)
(344)
(174)
Totale Altri proventi/(oneri) finanziari netti
(237)
(236)
(1)
Gli “Altri proventi/(oneri) finanziari netti”, negativi per 237 milioni di euro, registrano un aumento di 1
milione di euro rispetto al 2014; l’incremento degli oneri sui finanziamenti a lungo termine (59 milioni di
euro), correlato all’aumento del debito a lungo termine, è stato quasi interamente compensato
dall’incremento degli oneri finanziari capitalizzati e dalle differenze positive di cambio.
242
Differenze positive di cambio
2015
di cui con
parti
correlate
16.
Quota proventi/(oneri) netti da partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio
netto – Euro 8 milioni
Milioni di euro
Proventi da partecipazioni in società collegate
Proventi da joint ventures
Totale Proventi
Oneri da partecipazioni in società collegate
Oneri da joint ventures
Totale Oneri
Totale
2015
2014
Variazione
23
63
(40)
4
1
3
27
64
(37)
(13)
(104)
91
(6)
(16)
10
(19)
(120)
101
8
(56)
64
I “Proventi da partecipazioni in società collegate” si riferiscono alle quote di utili delle società collegate in
Iberia per 23 milioni di euro (33 milioni di euro nel 2014); nel 2014 la voce accoglieva inoltre gli utili
della collegata LaGeo per 28 milioni di euro.
Gli “Oneri da partecipazioni in società collegate” accolgono le perdite di alcune società in Nord America
per 7 milioni di euro (10 milioni di euro nel 2014) e in Italia per 6 milioni di euro (2 milioni di euro nel
2014); nel 2014 la voce accoglieva inoltre la svalutazione delle società collegate in Grecia per 89 milioni
di euro.
Gli “Oneri da joint ventures” accolgono principalmente le perdite relative al primo trimestre 2015 di 3Sun
per 4 milioni di euro (14 milioni di euro nel 2014).
17.
Imposte – Euro 184 milioni
2015
Imposte correnti
2014
Variazione
177
302
(125)
Imposte differite/(anticipate)
(5)
(37)
32
Rettifiche relative ad esercizi precedenti
12
(1)
13
184
264
(80)
Totale
Le “Imposte”, pari a 184 milioni di euro, evidenziano un decremento di 80 milioni di euro rispetto al
2014, con un incidenza sul risultato ante imposte del 41,1%, a fronte di un’incidenza del 37,3% nel 2014.
Nella tabella che segue viene presentata la riconciliazione del tasso teorico d’imposizione fiscale con
l’effettiva incidenza sul risultato:
Milioni di euro
2015
2014
Risultato ante imposte
448
Imposte teoriche
125
27,5%
195
27,5%
21
4,7%
37
5,2%
-
0,0%
58
8,2%
Effetto riforme fiscali
22
4,9%
(48)
-6,8%
Effetto aliquote locali
32
7,3%
41
5,8%
Differenze permanenti e partite minori
(16)
-3,4%
(19)
-2,7%
Imposte effettive
184
41,1%
264
37,3%
IRAP
Addizionale IRES (Robin Hood Tax)
708
243
Milioni di euro
La voce “Effetto riforme fiscali” include nel 2015 l’adeguamento delle imposte differite in Italia a seguito
della applicazione della Legge di stabilità 2016 che ha comportato la riduzione dell’aliquota IRES dal
27,5% al 24% con decorrenza dal 2017, già recepita al 31 dicembre 2015, e nel 2014 l’effetto della
riforma fiscale in Spagna.
Si rammenta, infine, che l’esercizio 2014 era stato contrassegnato da minori imposte per 23 milioni di
euro riferibili all’adeguamento della fiscalità differita in Italia in seguito alla dichiarata incostituzionalità
dell’addizionale IRES (c.d. “Robin Hood Tax”), sancita al termine di un procedimento amministrativo
pendente da anni.
Si segnala che la voce “Differenze permanenti e partite minori” accoglie gli effetti fiscali derivanti
dall’acquisizione del controllo di 3Sun e al consolidamento di alcuni progetti del portafoglio del consorzio
ENEOP.
La voce “Effetto aliquote locali” si riferisce principalmente alle svalutazioni dell’esercizio.
18.
Utile per azione – Euro 0,03
L’utile per azione è stato calcolato sulla consistenza media delle azioni ordinarie invariata tra i due
esercizi. Si segnala che non vi sono effetti diluitivi che dovrebbero essere considerati per il calcolo
Utile dell'esercizio di pertinenza del Gruppo (milioni di euro)
Consistenza media delle azioni ordinarie
2015
2014
166
359
5.000.000.000
5.000.000.000
Utile base e diluito per azione (in euro)
0,03
0,07
Utile base e diluito per azione delle continuing operations (in euro)
0,03
0,07
-
-
Utile base e diluito per azione delle discontinued operations (in euro)
244
dell’utile diluito per azione e pertanto quest’ultima grandezza coincide con l’utile base per azione.
Informazioni sullo Stato patrimoniale consolidato
19.
Immobili, impianti e macchinari - Euro 15.364 milioni
Terreni e
fabbricati
Impianti e
macchinari
Beni in
leasing
Altri beni
Attività
materiali
in corso e
acconti
Costo storico
2.027
15.296
248
205
1.917
19.693
Fondo ammortamento
(535)
(5.558)
(35)
(122)
-
(6.250)
Milioni di euro
Impairment
Totale
(10)
(101)
(3)
-
-
(114)
1.482
9.637
210
83
1.917
13.329
32
196
4
14
2.189
2.435
Passaggi in esercizio
335
1.292
-
17
(1.644)
-
Ammortamenti
(62)
(600)
(7)
(17)
-
(686)
-
(185)
-
(7)
(1)
(193)
Consistenza al 1°gennaio 2015
Investimenti
Impairment
Oneri finanziari capitalizzati
-
11
-
-
69
80
Differenze di cambio
27
354
-
1
(111)
271
Variazione perimetro di consolidamento
58
(183)
(15)
3
247
110
-
16
-
-
-
16
Allocazione eccesso di costo
Fondo smantellamento
-
4
-
-
2
6
Altri movimenti
(12)
45
(38)
-
1
(4)
Totale variazioni del 2015
378
950
(56)
11
752
2.035
Costo storico
2.451
17.072
187
256
2.669
22.635
Fondo ammortamento
(591)
(6.151)
(33)
(140)
-
(6.915)
-
(334)
-
(22)
-
(356)
1.860
10.587
154
94
2.669
15.364
Impairment
Consistenza al 31.12.2015
L’incremento della voce, pari a 2.035 milioni di euro, si riferisce principalmente all’effetto combinato degli
investimenti dell’esercizio (pari a 2.435 milioni di euro), della variazione del perimetro (pari a 110 milioni
di euro) e delle differenze positive di cambio (pari a 271 milioni di euro). Tali effetti sono stati
parzialmente compensati dagli ammortamenti (pari a 686 milioni di euro) e impairment (pari a 193
milioni di euro) già descritti in Nota 11.
Per quanto riguarda gli oneri finanziari capitalizzati (pari a 80 milioni di euro), si segnala che sono stati
Di seguito vengono sintetizzati per tipologia gli investimenti effettuati nel 2015 e del 2014. Tali
investimenti, complessivamente pari a 2.435 milioni di euro nel 2015, registrano un incremento di 855
milioni di euro rispetto al 2014:
Milioni di euro
2015
2014
Variazione
323
191
132
252
Impianti di produzione
- Idroelettrici
- Eolici
1.231
979
- Geotermici
197
146
51
- Solari
628
224
404
- Biomassa
Totale impianti di produzione
Altri investimenti in immobilizzazioni materiali
Totale investimenti
41
31
10
2.420
1.571
849
15
9
6
2.435
1.580
855
245
determinati in base ad un tasso medio di capitalizzazione equivalente a quello di Gruppo (5,18%).
Gli Investimenti operativi si riferiscono principalmente al settore eolico in America Latina (823 milioni di
euro), in Nord America (257 milioni di euro), in Sud Africa (117 milioni di euro), al solare in Cile (344
milioni di euro) e in Sud Africa (194 milioni di euro) nonché al settore geotermico in Italia (108 milioni di
euro) e al settore idroelettrico in America Latina (228 milioni di euro) e in Italia (82 milioni di euro).
La variazione del perimetro di consolidamento si riferisce principalmente al consolidamento integrale della
società titolare del progetto americano Osage (243 milioni di euro), precedentemente valutata con il
metodo del patrimonio netto, e all’acquisizione del controllo nelle società 3Sun (122 milioni di euro) e BLP
Energy in India (76 milioni di euro), effetti in parte compensati dalla cessione delle controllate portoghesi
(111 milioni di euro) e al deconsolidamento dei progetti solari italiani (224 milioni di euro), come già
descritto nella sezione “Principali variazioni dell’area di consolidamento”.
Di seguito la tabella degli Impianti e macchinari per tecnologia:
Milioni di euro
al 31.12.2015
al 31.12.2014
2015-2014
al 31.12.2013
- Idroelettrici
2.569
2.476
93
2.545
- Geotermici
1.350
1.609
(259)
1.214
- Eolici
6.121
5.155
966
4.683
445
338
107
288
Impianti di Produzione
- Fotovoltaici
- Altri
Totale
19.1
102
59
43
10
10.587
9.637
950
8.740
Leasing
Il Gruppo, in veste di locatario, è titolare di una serie di contratti di leasing finanziario relativi ad impianti
eolici e solari che il Gruppo utilizza in Italia (con una durata di 18 anni) per un totale di 154 milioni di
euro (210 milioni di euro al 31 dicembre 2014).
Il valore contabile dei beni detenuti attraverso contratti di leasing finanziario è dettagliato nella tabella
Milioni di euro
Immobilizzazioni materiali
2015
2014
154
210
Immobilizzazioni immateriali
Totale
2015-2014
(56)
-
-
-
154
210
(56)
-27%
-
Nella seguente tabella viene rappresentata la riconciliazione tra il totale dei pagamenti minimi futuri e il
loro valore attuale, distinti per scadenza.
Milioni di euro
al 31.12.2015
Pagamenti minimi
previsti
Valore attuale
2016
12
8
2017-2020
52
45
63
57
Totale
127
110
Oneri finanziari
(17)
Valore attuale dei pagamenti minimi previsti
110
Oltre 2020
246
seguente.
Milioni di euro
al 31.12.2014
Pagamenti minimi
previsti
Valore attuale
2015
16
9
2016-2019
96
75
86
76
Totale
198
160
Oneri finanziari
(38)
Valore attuale dei pagamenti minimi previsti
160
Oltre 2019
Il Gruppo, sempre in veste di locatario, è inoltre titolare di alcuni contratti di leasing operativo, relativi
all’utilizzo di alcuni beni di terzi per finalità industriali, i cui canoni di locazione sono rilevati a conto
economico nella voce “Servizi e altri materiali” e ammontano a 134 milioni di euro.
I costi per leasing operativi sono dettagliati nella tabella seguente che evidenzia una spaccatura tra
pagamenti minimi dovuti, canoni potenziali e pagamenti per attività di subleasing.
Milioni di euro
2015
370
Pagamenti minimi
-
Canoni potenziali
-
Pagamenti per subleasing
370
Totale
I pagamenti minimi futuri dovuti dalla società per i leasing operativi sono dettagliati, in base alla
scadenza, nella successiva tabella.
Milioni di euro
Periodi:
13
- entro 1 anno
52
- tra 1 e 5 anni
- oltre 5 anni
305
Totale
370
Attività immateriali – Euro 1.328 milioni
Milioni di euro
Costo storico
Fondo ammortamento
Concessioni,
licenze, marchi
e diritti simili
Altre immobilizzazioni
immateriali in corso e
contratti di vendita
Totale
621
1.279
1.900
(449)
(167)
(282)
Impairment
(17)
(56)
(73)
Consistenza al 1°gennaio 2015
437
941
1.378
17
14
31
5
(5)
-
(47)
(46)
(93)
-
(34)
(34)
Investimenti
Ammortamenti
Impairment
Differenze di cambio
Allocazione eccesso di costo/rimisurazione al fair value
Variazione perimetro di consolidamento
Altri movimenti
Totale variazioni del 2015
Costo storico
Fondo ammortamento
-
21
21
11
113
124
(13)
(14)
(27)
17
(89)
(72)
(10)
(40)
(50)
651
1.265
1.916
(540)
(204)
(336)
Impairment
(20)
(28)
(48)
Consistenza al 31.12.2015
427
901
1.328
247
20.
Il decremento della voce “Attività immateriali”, pari a 50 milioni di euro, si riferisce principalmente agli
effetti della determinazione dei fair value delle attività acquisite e delle passività assunte di alcuni progetti
in Sud Africa (74 milioni di euro) e in Cile (42 milioni di euro), agli investimenti dell’esercizio (pari a 31
milioni di euro) e all’effetto cambi positivo (pari a 21 milioni di euro). Tali effetti sono stati solo in parte
compensati dagli ammortamenti (pari a 93 milioni di euro) e impairment (pari a 34 milioni di euro) già
descritti in nota 11. La voce “Variazione perimetro di consolidamento”, negativa per 27 milioni di euro, si
riferisce principalmente alla cessione delle controllate portoghesi (38 milioni di euro di euro), effetto solo
in parte compensato dall’acquisizione del controllo nella società 3Sun (7 milioni di euro), come già
descritto nella sezione “Principali variazioni dell’area di consolidamento”.
Si segnala che non esistono immobilizzazioni immateriali a vita utile indefinita.
21.
Avviamento – Euro 666 milioni
Milioni di euro
Latin America
Enel Green
Power Espana
Enel Green
Power Hellas
Enel Green
Power Romania
Enel Green
Power Bulgaria
Enel Green
Power Nord
America
Italia
Totale
al 31.12.2015
Acquisizioni/
Cessioni/
"Purchase
Develop/ Effetto
Costo Impairment Valore
Price
Costo Impairment Valore
storico
cumulato
netto success fee cambi Allocation" Impairment storico
cumulato
netto
al 31.12.2014
308
-
308
6
36
-
-
350
-
350
405
(1)
404
(246)
-
(1)
-
158
(1)
157
103
(103)
-
103
(103)
-
13
-
13
-
-
-
(13)
13
(13)
-
5
-
5
-
-
-
-
5
-
5
132
23
989
(14)
(118)
118
23
871
(240)
13
49
(1)
(13)
145
23
797
(14)
(131)
131
23
666
Il decremento della voce “Avviamento”, pari a 205 milioni di euro, si riferisce principalmente alla cessione
delle società portoghesi avvenuta nel terzo trimestre 2015, parzialmente compensata dall’effetto cambi
positivo (pari a 49 milioni di euro) e dall’acquisizione di società in Messico (pari a 6 milioni di euro).
oggetto di svalutazione nel precedente esercizio, sono state assoggettate a test di recuperabilità.
La stima del valore recuperabile degli avviamenti iscritti in bilancio, oltre che delle altre attività non
correnti associate, è stata effettuata determinando il valore d’uso delle CGU in esame mediante l’utilizzo
di modelli Discounted Cash Flow che prevede la stima dei futuri flussi di cassa e l’applicazione di un
appropriato tasso di attualizzazione, determinato utilizzando input di mercato quali tassi risk-free, beta e
market risk premium.
I flussi di cassa sono stati determinati sulla base delle migliori informazioni disponibili al momento della
stima e desumibili:
i.
per il periodo esplicito dal piano industriale approvato dal CdA di EGP, contenente le previsioni in
ordine ai volumi, ai ricavi, ai costi operativi, agli investimenti, agli assetti industriali e commerciali,
nonché all’andamento delle principali variabili macroeconomiche (inflazione, tassi di interesse
nominali e tassi di cambio) e delle commodities;
248
Tutte le CGU riportate in tabella sopra, a cui risulta allocato un avviamento, oltre alla CGU EGP Hellas,
ii.
per gli anni successivi, tenendo in considerazione le ipotesi sull’evoluzione di lungo termine delle
principali variabili che determinano i flussi di cassa, la vita media utile residua degli asset o la durata
delle concessioni.
In particolare, il valore terminale è stato stimato come rendita perpetua o rendita annua con un tasso di
crescita nominale pari alla crescita di lungo periodo della domanda elettrica e/o dell’inflazione (in funzione
del Paese di appartenenza e del business) e comunque non eccedente il tasso medio di crescita nel lungo
termine del mercato di riferimento.
I risultati dei test non hanno messo in evidenza la necessità di rilevare delle perdite di valore delle attività
riferite alle suddette CGU, ad eccezione della CGU Romania.
Si è quindi proceduto alla rilevazione di una perdita di valore connessa a questa CGU che, al netto del
relativo effetto fiscale, è risultata pari a 133 milioni di euro, principalmente legata al deterioramento dello
scenario regolatorio e della domanda elettrica prospettica nel paese.
Al fine di verificare la robustezza del valore d’uso delle CGU, sono state condotte analisi di sensitività sui
principali driver di valore, in particolare WACC, tasso di crescita di lungo periodo ed EBITDA, ipotizzando
delle variazioni individuali di ciascuna assunzione fino al 5% del valore utilizzato nei test.
249
Le risultanze di tali analisi hanno supportato integralmente i valori delle singole CGU.
Di seguito vengono riportati la composizione del saldo degli avviamenti per società a cui la CGU appartiene, i tassi di sconto adottati e l’orizzonte
temporale nel quale i flussi previsti vengono attualizzati:
Al
31.12.2015
Tasso di
crescita (1)
Tasso di
sconto WACC
pre-tax (2)
Periodo
esplicito
flussi di
cassa
Terminal
Value(3)
Al
31.12.2014
Tasso di
crescita (1)
Tasso di
sconto WACC
pre-tax (2)
Periodo
esplicito
flussi di
cassa
Terminal
Value(3)
Latin America
350
3,3%
8,2%
5 anni
21 anni
308
3,4%
8,5%
5 anni
22 anni
157
2,0%
7,6%
5 anni
12 anni
404
2,0%
7,9%
5 anni
13 anni
Enel Green Power Romania
-
2,3%
8,1%
5 anni
16 anni
13
2,1%
8,3%
5 anni
17 anni
Enel Green Power Bulgaria
Enel Green Power North
America
5
2,2%
8,1%
5 anni
14 anni
5
2,5%
8,3%
5 anni
15 anni
131
2,2%
9,3%
5 anni
118
2,2%
7,5%
5 anni
24
0,8%-2,0%
8,5%
5 anni
19 anni
Perpetuità/
17 anni(4)
23
1,1%-2,0%
8,1%
5 anni
20 anni
Perpetuità/
14 anni(4)
Italia
(1) Tasso di crescita del flusso di cassa al termine del periodo esplicito.
(2) WACC pre-tax calcolato con metodo iterativo: il tasso di sconto che permette che il valore d’uso calcolato con i flussi pre-tax sia equivalente a quello calcolato con flussi post-tax scontati al
WACC post tax.
(3) Il valore del terminal value è stato stimato attraverso una rendita attesa annua a rendimento crescente per gli anni indicati in colonna.
(4) Il valore del terminal value della CGU Italia è stato stimato attraverso una rendita perpetua per gli impianti idroelettrici e geotermici e attraverso una rendita annua a rendimento crescente di
lunghezza pari a 17 anni per le altre tecnologie (eolico, solare, biomassa).
Si ricorda che, al 31 dicembre 2014, in sede di impairment test era stata rilevata una perdita di valore relativa alla CGU EGP Hellas al netto del relativo
effetto fiscale, pari a 231 milioni di euro, in conseguenza di un incremento del rischio paese fattorizzato nel tasso di sconto.
250
Milioni di euro
22.
Attività per imposte anticipate e Passività per imposte differite – Euro 701 milioni ed Euro
1.033 milioni
Nel seguito vengono dettagliati i movimenti delle “Attività per imposte anticipate” e delle “Passività per
imposte differite” per tipologia di differenze temporali, determinati sulla base delle aliquote fiscali previste
dai provvedimenti in vigore.
Milioni di euro
Attività per imposte anticipate:
- differenze di valore su immobilizzazioni e attività
finanziarie
- valutazione strumenti finanziari
- accantonamenti per rischi e oneri da deducibilità
differita
- perdite fiscalmente riportabili e Tax credit (Nord
America)
- benefici ai dipendenti
- altre partite
Totale Attività per imposte anticipate
al
31.12.2014
Incr./(Decr.)
con
imputaz. a
Conto
economico
Allocazione
eccesso di
costo
Altri mov.
al
31.12.2015
132
(1)
-
-
131
25
-
-
-
25
13
6
-
(4)
15
95
(47)
84
(12)
120
-
12
-
3
15
61
94
-
240
395
326
64
84
227
701
Passività per imposte differite:
- differenze su immobilizzazioni e attività finanziarie
- allocazione eccessi di costo a elementi dell’attivo
- valutazione strumenti finanziari
69
56
-
339
464
465
(9)
39
-
495
6
-
-
(2)
4
- altre partite
165
13
7
(115)
70
Totale Passività per imposte differite
705
60
46
222
1.033
Le “Attività per imposte anticipate” al 31 dicembre 2015 sono pari a 701 milioni di euro, in incremento di
375 milioni di euro rispetto al 31 dicembre 2014, principalmente per effetto della variazione del perimetro
a seguito dell’acquisizione 3SUN.
Si fa presente che non sono state iscritte imposte anticipate su perdite fiscali pregresse pari a 175 milioni
recuperabilità. Non risultano significative differenze temporanee deducibili a fronte delle quali non sono
state rilevate imposte differite attive.
Inoltre, si evidenzia che l’effetto fiscale relativo alle svalutazioni apportate, a seguito dell’impairment test
sulla CGU EGP Romania, è pari a 22 milioni di euro sulle attività per imposte anticipate.
Le “Passività per imposte differite” al 31 dicembre 2015 sono pari a 1.033 milioni di euro, in incremento
di 328 milioni di euro rispetto al 31 dicembre 2014, principalmente per effetto dell’iscrizione delle imposte
differite a seguito della contabilizzazione delle business combination già descritte in precedenza in Sud
Africa, Cile e India.
251
di euro, in quanto sulla base delle attuali stime sui futuri imponibili fiscali non si ritiene probabile la loro
23.
Partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto – Euro 273 milioni
Milioni di euro
al 31.12.2014
Partecipazioni in
società collegate
Emprendimientos
Eolico do Vale do
Minho
ENEOP - Eolicas de
Portugal SA
Compania Eolica
Tierras Altas
Altre collegate EGP
Espana(*)
Altre Nord
America(*)
Collegate EGP
Hellas(*)
Terrae
Altre minori
Partecipazioni in
joint ventures
Joint ventures EGP
Espana(*)
Osage Wind
3sun
Ultor
Powercrop(*)
Altre minori
Totale
Acquisizioni/
Valore (Dismissioni)
al
31.12.2015
Impatto a
Conto
Economico
Dividendi
Altre variazioni
Valore
238
6
10
(9)
(144)
101
26
-
11
(7)
(30)
-
116
-
8
(124)
-
1
-
13
%
14 21,4%
6
-
2
(2)
(3)
3
10
-
(7)
-
19
22
50
15
2
6
-
(3)
(2)
-
(6)
-
50 30,0%
12 20,0%
-
85
30
(2)
(2)
61
21
42
1
21
323
12
18
36
3
1
(4)
(2)
8
(2)
(11)
2
(55)
3
111
(83)
172
24
111 50,0%
19 50,0%
18
273
(*) per il dettaglio si rinvia all’allegato “Imprese e partecipazioni rilevanti del Gruppo Enel Green Power al 31 dicembre 2015”.
Le “Acquisizioni/Dismissioni” includono gli aumenti di capitale effettuati nella società Osage (12 milioni di
euro), precedentemente all’acquisizione del controllo, in Sowitec, conseguentemente all’accordo per lo
sviluppo di progetti eolici e solari (18 milioni di euro) e nella società Trikorfo in Grecia (6 milioni di euro).
Le “Altre variazioni” dell’esercizio accolgono principalmente gli effetti dalla cessione delle partecipazioni
portoghesi (156 milioni di euro), del consolidamento integrale di Osage (pari a 59 milioni di euro), solo in
euro). Con riferimento a quest’ultima, il Gruppo EGP ha un diritto d’opzione per acquistare un’ulteriore
quota di partecipazione pari al 2,5% del capitale, esercitabile per 6 mesi a partire dal 1° gennaio 2018.
Per le principali partecipazioni in imprese collegate vengono inoltre forniti i dati economici e patrimoniali:
al 31.12.2015
Milioni di euro
Attivo
non
Attivo
Passività
Passività
corrente
corrente
non
correnti
correnti
Collegate EGP Hellas
2
5
1
0
6
Compania eolica Tierras Altas
Partecipazioni in joint
ventures
4
40
4
2
38
338
39
147
7
222
64
25
1
50
38
Partecipazioni in società
collegate
Ultor
Powercrop
Patrimonio
Netto
252
parte compensati dall’acquisizione della partecipazione nel progetto solare italiano Marte (111 milioni di
Milioni di euro
Utile
prima
delle
imposte
Risultato
delle
continuing
operation
Conto
economico
complessivo
Totale
Conto
economico
complessivo
0
0
0
0
0
11
3
2
1
2
Ultor
0
0
0
0
0
Powercrop
3
(4)
(4)
(2)
(4)
Ricavi
collegate
al
31.12.2015
Collegate EGP Hellas
Compania eolica Tierras Altas
Partecipazioni in joint
ventures
Attivo non
corrente
Attivo
corrente
al 31.12.2014
Passività
non correnti
Passività
correnti
Patrimonio
Netto
1.358
387
1.399
179
167
262
44
220
50
36
128
57
30
20
-
74
35
84
42
Milioni di euro
collegate
ENEOP-Eólicas de Portugal SA
Empreendimentos Eólicos do Vale do
Minho SA
Partecipazioni in joint ventures
Osage
Powercrop
al 31.12.2014
Milioni di euro
collegate
ENEOP-Eólicas de Portugal SA
Empreendimentos Eólicos do Vale do
Minho SA
Risultato delle
continuing
operation
Utile prima
delle imposte
Ricavi
Totale Conto
economico
complessivo
Conto
economico
complessivo
213
52
43
17
43
80
37
28
14
28
3
(2)
(2)
(1)
(2)
Powercrop
24. Derivati
Milioni di euro
Derivati attivi
Derivati passivi
Non corrente
al
31.12.2015
7
80
di cui
con
parti
correlate
al
31.12.2014
7
59
96
Corrente
di cui
con
parti
correlate
al
31.12.2015
2
20
71
23
di cui
con
parti
correlate
di cui
con
al
parti
31.12.2014 correlate
9
18
15
21
7
7
Per maggiori dettagli sulla natura dei derivati, che sono inclusi nelle attività e passività finanziarie, si
rimanda alla nota 44 “Strumenti finanziari” e 46 “Derivati e hedge accounting”.
253
Partecipazioni in joint ventures
25.
Altre attività finanziarie non correnti – Euro 201 milioni
Milioni di euro
Altre attività finanziarie non correnti incluse nel
circolante:
Acconti acquisto partecipazioni
Subtotale
Altre attività finanziarie non correnti incluse
nell'indebitamento:
al
31.12.2015
Subtotale
TOTALE
di cui con
parti
correlate
8
8
-
193
154
al
31.12.2014
193
201
di cui con
parti
correlate
3
3
1
425
417
425
428
2015 2014
5
5
(232)
(232)
(227)
Le “Altre attività finanziarie non correnti incluse nel circolante”, pari a 8 milioni di euro, registrano un
incremento pari a 5 milioni di euro riconducibile al recupero degli anticipi per acquisto di partecipazioni, a
seguito della finalizzazione dell’acquisizione di partecipazioni in America Latina.
I “Crediti finanziari a lungo termine”, pari a 193 milioni di euro, registrano un decremento di 232 milioni
di euro, principalmente riconducibile alla cessione delle società portoghesi verso le quali il Gruppo
vantava un credito finanziario di 391 milioni di euro, effetto parzialmente compensato dal
deconsolidamento delle società solari del perimetro Italia (147 milioni di euro).
26.
Altre attività non correnti – Euro 190 milioni
Milioni di euro
al
31.12.2015
di cui con
parti
correlate
al
31.12.2014
di cui con
parti
correlate
Crediti tributari
98
-
96
-
2
Contributi da incassare
78
-
46
-
32
Altri crediti diversi
14
3
16
3
(2)
TOTALE
190
2015 2014
158
32
La voce “Altre attività non correnti”, pari a 190 milioni di euro, registra un incremento di 32 milioni di
milioni di euro).
27.
Rimanenze – Euro 163 milioni
Le “Rimanenze”, pari a 163 milioni di euro, registrano un decremento di 21 milioni di euro rispetto al 31
dicembre 2014 (pari a 184 milioni di euro) a seguito della riduzione del magazzino per certificati verdi
delle società italiane (22 milioni di euro).
28.
Crediti commerciali – Euro 451 milioni
Milioni di euro
Vendita e trasporto energia elettrica
Altri crediti
TOTALE
al
31.12.2015
di cui con
parti
correlate
al
31.12.2014
di cui con
parti
correlate
2015 2014
367
156
383
185
(16)
84
57
27
451
440
11
254
euro principalmente per effetto dei certificati verdi maturati e non ancora accreditati in Romania (31
Per maggiori dettagli sui crediti commerciali si rimanda alla nota 45 “Strumenti finanziari” e 46.3 “Rischio
di credito”.
29.
Crediti tributari – Euro 134 milioni
I “Crediti tributari”, pari a 134 milioni di euro, presentano un incremento di 53 milioni di euro rispetto al
31 dicembre 2014 (pari a 81 milioni di euro) per effetto principalmente dell’aumento dei crediti per
imposte della Capogruppo (78 milioni di euro) in parte compensato dal decremento dei crediti delle
controllate cilene (15 milioni di euro) e messicane (14 milioni di euro).
30.
Altre attività finanziarie correnti - Euro 96 milioni
Milioni di euro
al
31.12.2015
di cui con
parti
correlate
Ratei e risconti attivi finanziari
2
2
Subtotale
Altre attività finanziarie correnti incluse
nell'indebitamento
2
Altre attività finanziarie correnti incluse nel
circolante
al
31.12.2014
di cui con
parti
correlate
1
1
2015 2014
1
1
27
425
1
Crediti finanziari a breve termine
94
Subtotale
94
425
220
(331)
(331)
TOTALE
96
426
(330)
La voce “Crediti finanziari a breve termine” evidenzia un decremento di 331 milioni di euro derivante
principalmente dal decremento del credito della finanziaria del Gruppo (Enel Green Power International
BV) nei confronti della finanziaria del Gruppo Enel (189 milioni di euro).
31.
Altre attività correnti – Euro 495 milioni
Milioni di euro
Crediti tributari
di cui con
parti
correlate
271
al
31.12.2014
72
Anticipi a fornitori
18
50
Risconti attivi operativi correnti
50
52
84
495
2015 2014
102
(35)
136
Contributi non monetari da ricevere
TOTALE
di cui con
parti
correlate
69
42
107
149
135
(32)
(2)
27
494
(65)
1
L’incremento dei “Crediti tributari” si riferisce principalmente ai maggiori crediti per IVA delle società
messicane (61 milioni di euro) e della variazione del perimetro di consolidamento relativo alla società
3Sun (58 milioni di euro).
Il decremento della voce “Contributi non monetari da ricevere” si riferisce essenzialmente ai certificati
verdi delle società in Italia (33 milioni di euro) e in Romania (2 milioni di euro), maturati in attesa di
effettivo riconoscimento dalle autorità regolamentari competenti.
La voce “Anticipi a fornitori” accoglie principalmente gli anticipi per l’acquisto di turbine da destinare a
progetti in Nord America. La variazione registrata rispetto al precedente esercizio è sostanzialmente
255
al
31.12.2015
legata al recupero delle somme versate nel 2014 (60 milioni di euro), parzialmente compensata dai nuovi
ulteriori anticipi versati nell’esercizio (31 milioni di euro).
La voce “Altri crediti diversi” si movimenta principalmente per l’incasso dei crediti verso Sharp
Corporation per la quota residua prevista nell’accordo con Sharp sull’”off take” della produzione della
fabbrica 3Sun Srl (35 milioni di euro) e all’incasso del credito verso la società energetica statale
salvadoregna Inversiones Energéticas S.A. de C.V. (INE), nell’ambito della cessione della partecipazione
in La Geo Sa de CV (5 milioni di euro) avvenuta nel 2014.
32.
Disponibilità liquide e mezzi equivalenti - Euro 385 milioni
Milioni di euro
Depositi bancari e postali liberi
al 31.12.2015
al 31.12.2014
2015 - 2014
238
177
61
Depositi bancari e postali vincolati
147
158
(11)
TOTALE
385
335
50
I “Depositi bancari e postali vincolati” sono essenzialmente riferiti a depositi vincolati a garanzia di
operazioni intraprese che, per la particolare tipologia, prevedono l’accantonamento di fondi a garanzia del
servizio del debito (come project financing o tax partnership).
33. Attività non correnti (o gruppi in dismissione) classificate come possedute per la vendita o
per la distribuzione e discontinued operation
33.1 Attività classificate come possedute per la vendita e passività incluse in un gruppo in
dismissione classificato come posseduto per la vendita o per la distribuzione
Al 31 dicembre 2015 e al 31 dicembre 2014 non si rilevano attività classificate come possedute per la
vendita e passività incluse in un gruppo in dismissione classificato come posseduto per la vendita o per la
distribuzione.
Con particolare riferimento alla operazione di scissione non proporzionale delle attività nette della Enel
Green Power SpA nella controllante Enel SpA, gli Amministratori hanno ritenuto che alla data di bilancio
circostanza che le delibere assembleari favorevoli degli azionisti della Enel Green Power SpA ed Enel SpA,
tenute nel mese di gennaio 2016, erano determinanti e l’esito delle stesse non era prevedibile alla data di
bilancio; (ii) una serie di formali condizioni sospensive, fra le quali in particolare il limite posto sul valore
di liquidazione dei soci recedenti; (iii) l’eventuale opposizione dei creditori sociali. Conseguentemente,
sulla base del giudizio e di attente valutazioni, gli Amministratori hanno ritenuto che tutti i presupposti
necessari per identificare una discontinued operation alla data di bilancio non erano ancora soddisfatti.
A tal riguardo, tenuto conto degli eventi effettivamente avvenuti dopo la data di bilancio, si riportano i
principali indicatori patrimoniali ed economici del ramo oggetto di scissione, che non tengono conto delle
elisioni intersettoriali tra Italia e Estero:
>
Ricavi per 1.772 milioni di euro;
>
Utile operativo per 414 milioni di euro;
>
Attivo per 15.364 milioni di euro;
>
Indebitamento finanziario netto per 4.594 milioni di euro.
256
non erano ancora soddisfatti tutti i presupposti previsti dal principio IFRS 5 che riguardano: (i) la
33.2
Risultato delle discontinued operations - Euro - milioni
Milioni di euro
2015
2014
Ricavi e proventi
-
-
Costi
-
4
Utile operativo
-
(4)
Proventi/(Oneri) finanziari netti
-
-
Imposte
-
-
-
(4)
2015 - 2014
I costi rilevati nel 2014 si riferivano all’aggiornamento della stima del conguaglio dovuto ad Enel Energia,
come previsto dal contratto di cessione delle quote della società Enel.si.
Patrimonio netto e Passività
34. Totale Patrimonio netto – Euro 9.630 milioni
34.1 Patrimonio netto di Gruppo – Euro 7.973 milioni
Capitale sociale – Euro 1.000 milioni
Il capitale sociale è rappresentato da 5.000.000.000 di azioni ordinarie con un valore nominale di euro
0,20 e risulta interamente versato.
Al 31 dicembre 2015, sulla base delle risultanze del libro dei Soci e tenuto conto delle comunicazioni
inviate alla CONSOB e pervenute alla Società ai sensi dell’art. 120 del Decreto Legislativo 24 febbraio
1998, n. 58 nonché delle altre informazioni a disposizione, non risultano azionisti in possesso di una
partecipazione superiore al 2% del capitale della Società all’infuori di Enel Spa (con il 68,29% del capitale
sociale).
Altre riserve – Euro 6.807 milioni
Riserva legale - Euro 200 milioni
La “Riserva Legale” è pari al venti per cento del capitale sociale ed ha quindi raggiunto i limiti previsti
dall’articolo 2430 del Codice Civile.
Riserve da valutazione strumenti finanziari CFH – Euro (47) milioni
Includono gli oneri netti rilevati direttamente a patrimonio netto per effetto di valutazioni su derivati di
copertura (cash flow hedge).
Riserve da partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto – Euro (1) milioni
Includono gli oneri netti rilevati direttamente a patrimonio netto per effetto di valutazioni su derivati delle
società valutate con il metodo del patrimonio netto.
Riserva di traduzione – Euro 277 milioni
In tale voce sono inclusi gli effetti di conversione dei bilanci delle controllate con valuta locale differente
da quella funzionale. Al 31 dicembre 2015 la riserva registra un aumento di 110 milioni di euro, per gli
effetti del deprezzamento netto della valuta funzionale rispetto alle valute estere delle società controllate.
257
Di seguito la composizione delle principali voci:
Riserva per benefici ai dipendenti – Euro (8) milioni
Tale riserva accoglie, a seguito dell’applicazione dal 1° gennaio 2013 dello IAS 19R, tutti gli utili e perdite
attuariali sui benefici ai dipendenti, al netto del relativo effetto fiscale.
Riserva per operazioni su non controlling interest– Euro 10 milioni
Tale riserva accoglie la rilevazione del provento netto da cessione di alcune quote di minoranza in Nord
America (pari a 14 milioni di euro) al netto dell’onere per l’acquisto della quota di minoranza nella società
italiana Energia Eolica (4 milioni di euro).
Altre riserve diverse (eccetto riserva legale) – Euro 6.576 milioni
Si riferiscono, per un importo pari a 3.300 milioni di euro, alle riserve attribuite alla Capogruppo all’atto
della scissione da Enel Produzione SpA e includono, tra l’altro, la riserva di rivalutazione (pari a 138
milioni di euro) che rappresenta l’ammontare della rivalutazione eseguita nell’esercizio 2003 in conformità
alla legge n. 350/2003. Tale riserva è in sospensione d’imposta (in caso di distribuzione l’ammontare
lordo della riserva è assoggettato all’imposta ordinaria con riconoscimento di un credito d’imposta del
258
19%). Allo stato attuale la distribuzione di tale riserva è differita a tempo indefinito.
Nella tabella seguente viene rappresentata la movimentazione degli utili e delle perdite rilevate direttamente a patrimonio netto, comprensiva delle quote di
terzi, con evidenza per singola voce del relativo effetto fiscale:
Milioni di euro
Riserva da strumenti finanziari
CFH
Riserva da partecipazioni valutate
con il metodo del patrimonio netto
Riserva di traduzione
Utile/(perdita) da rimisurazione
delle passività/(attività) nette
per piani a benefici definiti
Utile/(perdita) del'esercizio
rilevato direttamente a
patrimonio netto
di cui
Totale Gruppo
(44)
(42)
(18)
(18)
199
167
(8)
(8)
129
99
Utili /
(Perdite)
rilevate a
patrimonio
di cui
netto
interessenze
di terzi nel'esercizio
(2)
al 31.12.2015
Variazioni
Rilasciati a
conto
economico Imposte
Totale
9
di cui
di cui interessenze
Gruppo
di terzi
44
2
-
17
-
-
17
17
-
(1)
(1)
-
32
135
135
110
25
334
277
57
-
-
-
-
-
(8)
(8)
-
30
115
161
122
39
290
221
69
2
14
(35)
(37)
44
(5)
Totale
di cui
di cui interessenze
Gruppo
di terzi
(47)
12
259
al 31.12.2014
34.2
Interessenze di minoranza – Euro 1.657 milioni
Le interessenze di minoranza registrano un incremento di 563 milioni di euro principalmente riconducibile
all’utile d’esercizio attribuibile a terzi (98 milioni di euro), alle differenze cambio rilevate nella specifica
riserva di traduzione (25 milioni di euro) e alla cessione di una quota di minoranza in Nord America
(come descritto nella Nota 4 “Principali variazioni dell’area di consolidamento”) che ha determinato un
incremento del patrimonio netto di terzi (pari a 436 milioni di euro).
Di seguito la tabella delle interessenze di minoranza divise per area di attività:
al 31.12.2015
Milioni di euro
al 31.12.2014
di cui utile
di cui utile
709
23
712
40
America Latina
295
37
260
23
Nord America
611
41
113
18
42
(3)
9
-
1.657
98
1.094
81
Totale
34.3 Dividendi - Euro 160 milioni
La Capogruppo nell’esercizio 2015 ha distribuito i dividendi dell’esercizio 2014 per 160 milioni di euro
(0,032 euro per azione).
34.4 Gestione del capitale
Gli obiettivi identificati dalla società nella gestione del capitale sono la salvaguardia della continuità
aziendale, la creazione di valore per gli stakeholders ed il supporto allo sviluppo del Gruppo. In
particolare, la società persegue il mantenimento di un adeguato livello di capitalizzazione che permetta di
realizzare un soddisfacente ritorno economico per gli azionisti e di garantire l’accesso a fonti esterne di
finanziamento.
In tal contesto, la società gestisce la propria struttura di capitale ed effettua degli aggiustamenti alla
sostanziali agli obiettivi, alle politiche o ai processi nel corso dell’esercizio 2015.
A tal fine, la società monitora costantemente l’evoluzione del livello di indebitamento in rapporto al
patrimonio netto, la cui situazione al 31 dicembre 2015 e 2014 è sintetizzata nella seguente tabella:
Milioni di euro
al 31.12.2015
al 31.12.2014
2015 - 2014
(6.367)
(6.035)
(332)
(705)
(428)
(277)
193
425
(232)
(6.879)
(6.038)
(841)
Patrimonio netto di Gruppo
7.973
7.835
138
Interessenze di terzi
1.657
1.094
563
Patrimonio netto
9.630
8.929
701
Indice debt/equity
0,7
0,7
-
Posizione finanziaria non corrente
Posizione finanziaria corrente netta
Crediti finanziari non correnti e titoli a lungo termine
L’”Indebitamento finanziario netto” è definito nel paragrafo “Definizione degli indicatori di performance”
nella relazione sulla gestione cui si rimanda.
260
stessa, qualora i cambiamenti delle condizioni economiche lo richiedano. Non vi sono state modifiche
35.
Finanziamenti – Euro 7.550 milioni di euro
Milioni di euro
Finanziamenti a lungo termine (inclusa quota
corrente)
Totale
al
31.12.2015
di cui con
parti correlate
al
31.12.2014
di cui con
parti correlate
2015 2014
6.837
713
7.550
2.455
672
6.358
865
7.223
2.455
832
479
(152)
327
Per maggiori dettagli sulla natura e la valutazione dei finanziamenti si rimanda alla nota 44 “Strumenti
finanziari”.
36.
TFR e altri benefici ai dipendenti – Euro 36 milioni
Il Gruppo riconosce ai dipendenti varie forme di benefici individuati nelle prestazioni connesse a
“trattamento di fine rapporto” di lavoro, indennità per mensilità aggiuntive e indennità sostitutiva del
preavviso, premi di fedeltà, assistenza sanitaria e sconto energia (modificato dai recenti accordi
contrattuali per i dipendenti in servizio).
Nel seguito si evidenzia la variazione nei due esercizi delle passività attuariali.
al 31.12.2015
Milioni di euro
al 31.12.2014
Benefíci
pensionistici
Sconto
energia
Altri
benefici
Totale
Benefíci
pensionistici
Sconto
energia
Altri
benefici
Totale
28
5
10
43
33
5
9
47
-
-
1
1
-
-
1
1
1
-
-
1
1
-
-
1
-
-
-
-
1
-
1
2
(2)
(5)
-
(7)
(1)
-
(1)
(2)
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
(2)
(6)
-
-
(6)
VARIAZIONI NELLA PASSIVITA’ ATTUARIALE
Interessi passivi
Perdite (utili) attuariali risultanti da variazioni nelle
ipotesi finanziarie
Rettifiche basate sull’esperienza passata
Costo relativo alle prestazioni di lavoro passate
Perdite (utili) al momento dell’estinzione
Pagamenti per estinzioni
Altre Variazioni
Passività attuariale al 31 dicembre (Passività
in bilancio)
(2)
-
-
25
-
11
36
28
5
10
43
Nelle seguenti tabelle è evidenziato l’impatto a Conto economico nell’esercizio chiuso al 31 dicembre 2015
dei benefici ai dipendenti.
Milioni di euro
2015
2014
(6)
1
PERDITE (UTILI) RILEVATE A CONTO ECONOMICO
Costo previdenziale
Interessi passivi netti
1
1
(5)
2
2015
2014
Perdite (utili) attuariali sui piani a benefici definiti
-
-
Altre variazioni
-
-
Totale
-
-
Totale
Milioni di euro
PERDITE (UTILI) DA RIMISURAZIONE RILEVATE NELLE OCI
261
Passività attuariale al 1 gennaio
Costo previdenziale relativo alle prestazioni di
lavoro correnti
Di seguito la tabella della sensitivity per tipologia di piani:
Benefíci Sconto
Altri
Benefíci
pensionistici energia benefici pensionistici
al 31.12.2015
Sconto
Altri
energia benefici
al 31.12.2014
Decremento 0,5% tasso di attualizzazione
24
-
7
31
6
6
Incremento 0,5% tasso di attualizzazione
22
-
6
28
5
5
Incremento 0,5% tasso di inflazione
21
-
7
30
5
6
Incremento 0,5% delle retribuzioni
21
-
3
30
5
6
incremento 1% costi assistenza sanitaria
-
-
5
30
5
6
Incremento di 1 anno dell'aspettativa di vita dipendenti in
forza e pensionati
-
-
3
30
5
1
37.
Fondi rischi e oneri – Euro 246 milioni (di cui quota a breve Euro 39 milioni)
La composizione principale della voce “Fondi rischi e oneri” è riportata di seguito.
Milioni di euro
Acc.
Utilizzi
Altri
movimenti
di cui quota
corrente
al 31.12.2015
al 31.12.2014
Contenzioso legale
16
6
(6)
(2)
14
-
Oneri su impianti di produzione
79
38
(12)
5
110
1
5
1
(1)
(2)
3
-
Imposte
Altro
Totale
Fondo oneri per incentivi all'esodo
Totale Fondo Rischi e Oneri
27
39
(9)
-
57
23
127
84
(28)
1
184
24
23
48
(12)
3
62
15
150
132
(40)
4
246
39
Per maggiori dettagli si rinvia alla Nota 36 del bilancio della Capogruppo.
Altre passività non correnti – Euro 173 milioni
Milioni di euro
al
31.12.2015
di cui con
parti correlate
al
31.12.2014
Debiti per canoni e contributi urbanizzazione
42
-
51
(9)
Debiti per acquisto attività e business
21
13
8
di cui con
parti correlate
2015 2014
Altri debiti diversi
110
128
(18)
Totale
173
192
(19)
Per maggiori dettagli sulla voce “Debiti per canoni e contributi di urbanizzazione” si rinvia alla Nota 37 del
bilancio della Capogruppo.
L’incremento della voce “Debiti per acquisto attività e business” si riferisce sostanzialmente alla
rilevazione del diritto di opzione per l’acquisto delle quote azionarie di alcuni progetti in America Latina,
per un importo pari a 21 milioni di euro, effetto parzialmente compensato dall’esercizio del diritto di
opzione (put e call incrociata) per l’acquisto della quota azionaria di Renovables de Guatemala detenuta
dalla Simest (6,16%), per un importo di 11 milioni di euro, avvenuta nel secondo semestre del 2015.
Con riferimento al livello di gerarchia del fair value delle opzioni sopra citate, il derivato associato è
classificato come livello 3; il valore nozionale è corrispondente al rispettivo fair value, calcolato con il
modello binomiale per la valutazione delle opzioni.
262
38.
Il decremento della voce “Altri debiti diversi”, pari a 18 milioni di euro, si riferisce principalmente al
pagamento del debito per l’acquisizione della società Talinay Poniente in Cile (13 milioni di euro).
39.
Debiti commerciali – Euro 1.268 milioni
Milioni di euro
al
31.12.2015
di cui con
parti correlate
Debiti commerciali
1.268
155
Totale
1.268
al
31.12.2014
di cui con
parti correlate
888
129
2015 2014
380
888
380
La voce “Debiti commerciali”, pari a 1.268 milioni di euro, presenta un incremento di 380 milioni di euro,
riferito principalmente a debiti delle società messicane (164 milioni di euro) e cilene (148 milioni di euro),
per gli investimenti operativi effettuati nell’esercizio.
40.
Debiti per imposte sul reddito – Euro 33 milioni
La voce “Debiti per imposte sul reddito”, pari a 33 milioni di euro, registra un decremento di 47 milioni di
euro rispetto al 31 dicembre 2014 (pari a 80 milioni di euro), riferito principalmente ai maggiori debiti
della Capogruppo nei confronti della controllante Enel Spa nell’ambito del Consolidato Fiscale.
41. Altre passività finanziarie correnti - Euro 86 milioni
Milioni di euro
al
31.12.2015
di cui con
parti correlate
al
31.12.2014
di cui con
parti correlate
Altri debiti finanziari correnti
27
10
27
14
-
Ratei e risconti passivi finanziari correnti
59
43
55
43
4
Totale
86
2015 2014
82
4
42. Posizione finanziaria netta e crediti finanziari e titoli a lungo termine – Euro 6.879 milioni
Milioni di euro
Quota corrente dei finanziamenti a
lungo termine
Attività finanziarie non correnti
incluse nella posizione finanziaria
netta
Attività finanziarie correnti incluse
nella posizione finanziaria netta
Disponibilità liquide e mezzi
equivalenti
Totale
al
31.12.2015
di cui con
parti
correlate
al 31.12.2014
di cui con
parti
correlate
(6.367)
(2.455)
2015 - 2014
(6.035)
(2.455)
(713)
(332)
(672)
(865)
(832)
152
(470)
-
(323)
-
(147)
193
154
425
417
(232)
93
27
425
220
385
335
50
(6.879)
(6.038)
(841)
Nel seguito viene riportata la posizione finanziaria netta, rispettivamente al 31 dicembre 2015 e al 31
dicembre 2014, in linea con le disposizioni CONSOB del 28 luglio 2006, riconciliata con l’indebitamento
finanziario netto predisposto secondo le modalità di rappresentazione del Gruppo EGP, indicate nel
paragrafo “Definizione degli indicatori di performance” nella relazione sulla gestione cui si rimanda:
263
La seguente tabella mostra la posizione finanziaria netta e i crediti finanziari e titoli a lungo termine:
Milioni di euro
al
31.12.2015
Depositi bancari e postali
di cui con
parti
correlate
385
Titoli
Altri crediti finanziari a breve
termine
Debiti verso banche a breve
termine
Quota corrente di debiti verso
banche
Quota corrente dei debiti verso altri
finanziatori e parti correlate
Altri debiti finanziari a breve
termine
Indebitamento finanziario
corrente
Indebitamento finanziario
corrente netto
Debiti verso banche
Debiti verso altri finanziatori e
società correlate
Indebitamento finanziario non
corrente
come da Comunicazione
CONSOB
Crediti finanziari non correnti e
titoli a lungo termine
INDEBITAMENTO FINANZIARIO
NETTO
2015 - 2014
-
(140)
335
-
Liquidità
al 31.12.2014
di cui con
parti
correlate
-
50
140
385
475
93
(90)
285
27
(192)
220
(28)
(13)
(15)
(275)
(193)
(82)
(195)
(130)
(65)
(685)
(672)
(852)
(1.183)
(832)
167
(1.188)
5
(705)
(428)
(277)
(2.719)
(2.711)
(8)
(3.648)
(2.455)
(3.324)
(2.455)
(324)
(6.367)
(6.035)
(332)
(7.072)
(6.463)
(609)
193
154
425
(6.879)
417
(232)
(6.038)
(841)
Per maggiori dettagli si rinvia alla Nota 44 “Strumenti finanziari”.
43.
Altre passività correnti – Euro 316 milioni
Milioni di euro
di cui con
parti correlate
al
31.12.2014
di cui con
parti correlate
2015 2014
30
31
(1)
65
51
14
Debiti per acquisto attività e business
51
90
(39)
Acconti e ratei passivi
62
79
Altri debiti diversi
108
Totale
316
20
152
(17)
11
403
(44)
(87)
Per maggiori dettagli relativi alle voci “Debiti per canoni diversi e contributi di urbanizzazione” e “Debiti
verso personale e verso istituti previdenziali” si rinvia alla Nota 42 del Bilancio della Capogruppo.
La voce “Debiti per acquisto attività e business” si riferisce principalmente a:
-
iscrizione del debito per componenti eventuali del costo di acquisizione (contingent consideration)
dei business localizzati in Nord America determinati al loro fair value pari a 36 milioni di euro (79
milioni euro al 31 dicembre 2014);
-
rilevazione del diritto di opzione (put e call incrociate) per l’acquisto della quota azionaria nella
partecipata Maicor Wind pari a 15 milioni di euro (11 milioni di euro al 31 dicembre 2014).
264
Debiti per canoni diversi e contributi di
urbanizzazione
Debiti verso personale e verso istituti
previdenziali
al
31.12.2015
Con riferimento al livello di gerarchia del fair value delle passività sopra citate, esse sono classificate
come livello 3.
Il valore nozionale relativo alle opzioni di Maicor Wind è corrispondente al rispettivo fair value, calcolato
con il metodo “Discounted cash flow”, mentre le contingent consideration relative ai progetti in Nord
America sono stato quantificate tenendo conto del valore unitario a MW previsto dai contratti d’acquisto
per la development fee tenuto conto delle probabilità associate alla realizzazione della singola iniziativa.
Nel corso dell’esercizio, le variazioni dei fair value non hanno prodotto effetti significativi a Conto
economico.
44. Strumenti finanziari
L’obiettivo della presente nota è quello di fornire le disclosure che consentano di valutare la significatività
degli strumenti finanziari per la posizione finanziaria e la performance della società.
44.1 Attività finanziarie per categoria
La tabella seguente indica il valore contabile di ciascuna categoria delle attività finanziarie previste dallo
IAS 39, distinte tra attività finanziarie correnti e non correnti, esponendo separatamente i derivati di
copertura e i derivati misurati al fair value rilevato a conto economico.
Milioni di euro
Non corrente
al
al
31.12.2015
31.12.2014
Corrente
al
al
31.12.2015
31.12.2014
193
424
919
1.041
Attività finanziarie disponibili per la vendita
Totale attività finanziarie valutate al Fair value con
imputazione al Conto Economico
8
3
-
140
-
-
8
-
Derivati attiivi al FVTPL
Strumenti finanziari derivati designati come strumenti di
copertura
-
-
8
-
7
7
12
18
Derivati di cash flow hedge
7
7
12
18
208
434
939
1.199
Totale
44.1.1 Finanziamenti e crediti
La tabella seguente espone i finanziamenti e i crediti per natura, suddivisi in attività finanziarie correnti e
Milioni di euro
Non corrente
al
al
31.12.2015
31.12.2014
-
Crediti commerciali
Corrente
al
al
31.12.2015
31.12.2014
-
385
335
440
-
-
451
Crediti finanziari diversi
193
424
83
266
Totale
193
424
919
1.041
I crediti commerciali verso i clienti sono rilevati al netto del fondo svalutazione crediti, che ammonta a 33
milioni di euro alla fine dell’anno 2015 a fronte di un saldo di apertura di 16 milioni di euro.
265
non correnti.
La tabella seguente indica l’impairment sui crediti commerciali nei due esercizi a confronto:
Milioni di euro
al 31.12.2015
al 31.12.2014
Crediti commerciali
Importo lordo
484
456
Fondo svalutazione crediti
(33)
(16)
Valore netto
451
440
Si precisa che nella nota 45 “Risk Management” sono fornite le seguenti informazioni:
-
l’ageing crediti scaduti, ma non svalutati;
-
i trasferimenti di attività finanziarie verificatesi durante l’esercizio.
44.1.2 Attività finanziarie disponibili per la vendita
La tabella seguente espone le attività finanziarie disponibili per la vendita (AFS) per natura, suddivise in
attività finanziarie correnti e non correnti.
Milioni di euro
Non corrente
al
al
31.12.2015
31.12.2014
Corrente
al
al
31.12.2015
31.12.2014
Acconto acquisto partecipazioni
8
3
-
-
Titoli correnti disponibili per la vendita
-
-
-
140
Totale
8
3
-
140
44.1.3 Derivati attivi
La tabella seguente indica, il valore nozionale e il fair value dei derivati attivi, per tipologia di
266
relazione di copertura e rischio coperto, suddivisi in attività finanziarie correnti e non correnti.
Non Corrente
Milioni di euro
Valore nozionale
Corrente
Fair value
Valore nozionale
al
31.12.2015
al
31.12.2014
al
31.12.2015
al
31.12.2014
2015 - 2014
162
-
2
-
20
-
-
-
8
112
5
190
112
3
-
Fair value
al
31.12.2015
al
31.12.2014
al
31.12.2015
al
31.12.2014
2
-
-
144
-
-
-
-
-
8
-
8
7
(2)
78
326
4
18
(14)
7
7
-
222
326
12
18
(6)
-
-
-
171
47
8
-
8
2015 - 2014
Derivati designati come strumenti
di copertura:
Cash flow hedge
sul rischio di tasso d’interesse
sul rischio di tasso di cambio
sul rischio di prezzo su commodity
Totale
Totale
Totale derivati attivi
3
-
-
-
-
171
47
8
-
8
193
112
7
7
-
393
373
20
18
2
267
Derivati al FVTPL:
Con riferimento al livello di gerarchia del fair value si evidenzia che i derivati sono tutti classificati
come livello 2.
Per maggiori dettagli sui derivati attivi si prega di far riferimento alla nota 46 “Derivati e hedge
accounting”.
44.2 Passività finanziarie per categorie
La tabella seguente indica il valore contabile di ciascuna categoria delle passività finanziarie previste dallo
IAS 39, distinte tra passività finanziarie correnti e non correnti, esponendo separatamente i derivati di
Milioni di euro
Passività finanziarie valutate al costo ammortizzato
Passività finanziarie al fair value rilevato a conto
economico
Non corrente
al
al
31.12.2015
31.12.2014
Corrente
al
al
31.12.2015
31.12.2014
6.367
6.035
2.451
2.076
-
-
7
6
-
-
7
6
Derivati passivi designati come strumenti di copertura
80
96
16
1
80
96
16
1
6.447
6.131
2.474
2.083
Derivati passivi al FVTPL
Totale
44.2.1 Passività finanziarie valutate al costo ammortizzato
La tabella seguente espone le passività finanziarie valutate al costo ammortizzato per natura, suddivise in
passività finanziarie correnti e non correnti.
Corrente
al
al
31.12.2015
31.12.2014
6.367
6.035
470
323
-
-
713
865
102
151
8
9
-
-
1.268
888
6.367
6.035
2.451
2.076
di cui leasing finanziario
Debiti commerciali
Totale
Per maggiori informazioni sul leasing finanziario, si prega di far riferimento alla nota 19 “Immobili,
impianti e macchinari”.
Finanziamenti
Finanziamenti a lungo termine (inclusa la quota corrente in scadenza nei 12 mesi successivi) –
6.837 milioni di euro
La tabella seguente indica il valore nominale, il valore contabile e il fair value dei finanziamenti a lungo
termine al 31 dicembre 2015, in milioni di euro e altre valute, inclusa la quota in scadenza nei dodici mesi
successivi, aggregati per tipologia di finanziamento e di tasso d’interesse.
268
Milioni di euro
Non corrente
al
al
31.12.2015
31.12.2014
Valore
nominale
Saldo
contabile
Quota corrente
Fair
Value
Valore
nominale
al 31.12.2015
Debiti verso banche
- tasso fisso
- tasso variabile
Totale Debiti verso banche
Debiti verso
altri finanziatori:
- tasso fisso
- tasso variabile
Totale Debiti verso altri
finanziatori
Finanziamenti da
società correlate:
- tasso fisso
- tasso variabile
Totale Finanziamenti da
società correlate
TOTALE FINANZIAMENTI A
LUNGO TERMINE
Saldo
Quota
contabile corrente
Quota con
scadenza
oltre i 12
mesi
Fair
Value Variazione
al 31.12.2014
759
2.271
3.030
743
2.251
2.994
45
230
275
698
2.021
2.719
825
2.376
3.201
604
2.321
2.925
604
2.300
2.904
18
175
193
1.265
124
1.265
123
187
8
1.078
115
1.452
133
823
176
823
176
120
10
703
166
1.007
190
442
(53)
1.389
1.388
195
1.193
1.585
999
999
130
869 1.197
389
2.455
-
2.455
-
-
2.455
-
3.046
-
2.455
-
2.455
-
-
2.455
-
3.296
-
-
2.455
2.455
-
2.455
3.046
2.455
2.455
-
2.455 3.296
-
6.874
6.837
470
6.367
7.832
6.379
6.358
323
6.035 7.646
479
586
684
2.125 2.469
2.711 3.153
139
(49)
90
269
Milioni di euro
Quota con
scadenza oltre i
12 mesi
La voce “Debiti verso banche”, pari a 2.994 milioni di euro (compresa la quota in scadenza entro i 12
mesi pari a 275 milioni di euro), si riferisce principalmente a:
>
finanziamenti erogati dalla BEI alla Capogruppo, pari a 627 milioni di euro (655 milioni di euro al
31 dicembre 2014), riconosciuti a fronte di un programma di investimenti nel settore della
produzione di energia da fonti rinnovabili in Italia (di cui 300 milioni di euro a tasso fisso);
>
finanziamento a tasso variabile erogato dalla BEI ad Enel Green Power International BV, pari a
200 milioni di euro, per finanziare progetti rinnovabili in Romania (200 milioni di euro al 31
dicembre 2014);
>
finanziamenti bancari a tasso variabile, stanziati tramite la formula del project financing, pari a
193 milioni di euro (242 milioni di euro al 31 dicembre 2014), stipulati dalle controllate Enel
Green Power Espana e Finerge con 10 istituti bancari spagnoli, tra i quali i finanziamenti verso la
Caixa per 53 milioni di euro, Sabadell per 14 milioni di euro, Banco Santander per 11 milioni di
euro, Caja Astur per 13 milioni di euro e BBVA per 40 milioni di euro, Ing per 25 milioni di euro,
Bankia per 23 milioni di euro e Portigon per 14 milioni di euro;
>
finanziamenti a tasso variabile erogati da ELO, braccio finanziario della Export Credit Agency
danese (EKF) attraverso Citibank International PLC (in qualità di lead arranger e facility agent) a
Enel Green Power International BV, pari a 380 milioni di euro (423 milioni di euro al 31 dicembre
2014), per lo sviluppo di progetti eolici in Brasile, Nord America, Romania, Cile;
>
finanziamento a tasso variabile erogato da Banco Santander ad Enel Green Power International
BV, pari a 129 milioni di euro, per finanziare lo sviluppo dei progetti eolici di Zopilopan e Bee Nee
Stipa II in Messico (141 milioni di euro al 31 dicembre 2014);
>
finanziamento a tasso fisso erogato da BBVA alla controllata Enel Green Power Messico S de R.L.
de C.V., pari a 230 milioni di euro (250 milioni di dollari), per lo sviluppo di parchi eolici in
Messico (206 milioni di euro al 31 dicembre 2014);
>
finanziamento a tasso variabile erogato da Gruppo Santander SA alla controllata Enel Green
Power Messico S de R.L. de C.V., pari a 85 milioni di euro (93 milioni di dollari), (72 milioni di
euro al 31 dicembre 2014); per lo sviluppo di parchi eolici in Messico;
>
finanziamento a tasso fisso erogato da Gruppo Santander SA alla controllata Enel Green Power
Messico S de R.L. de C.V. , pari a 72 milioni di euro (79 milioni di dollari), per lo sviluppo di
parchi eolici in Messico;
>
finanziamenti a tasso variabile erogati da Intesa Sanpaolo S.p.A. alla capogruppo, pari a 123
progetti: Palo Viejo in Guatemala, Talinay in Cile, Chucas in Costa Rica. Tali finanziamenti
prevedono un contributo in conto interessi riconosciuto da Simest SpA;
>
finanziamenti erogati da BBVA a Enel Green Power Partecipazioni Speciali Srl, pari a 79 milioni di
euro, di cui 44 milioni di euro a tasso fisso (88 milioni di euro al 31 dicembre 2014), per lo
sviluppo dei progetti eolici in Messico. Tali finanziamenti prevedono un contributo in conto
interessi riconosciuto da Simest SpA;
>
finanziamento a tasso variabile da parte di BBVA ad Enel Green Power Cile, pari a 230 milioni di
euro (250 milioni di dollari), (206 milioni di euro al 31 dicembre 2014);
>
finanziamento a tasso variabile da parte di BCI ad Enel Green Power Cile, pari a 92 milioni di euro
(100 milioni di dollari), (82 milioni di euro al 31 dicembre 2014);
>
finanziamento a tasso variabile da parte di BBVA ad Enel Green Power Cile, pari a 138 milioni di
euro (150 milioni di dollari), (62 milioni di euro al 31 dicembre 2014);
>
finanziamenti a tassi variabili erogati da IFC ad Enel Brasil Participacoes per 94 milioni di euro
(405 milioni di BRL) (131 milioni di euro al 31 dicembre 2014);
270
milioni di euro (145 milioni di euro al 31 dicembre 2014), allo scopo di finanziare i seguenti
>
finanziamenti a tassi variabili erogati da ITAU ad Enel Brasil Participacoes per 56 milioni di euro
(261 milioni di BRL), (81 milioni di euro al 31 dicembre 2014);
>
finanziamento a tasso fisso erogato da IADB alla controllata Enel Green Power Messico S de R.L.
de C.V., pari a 40 milioni di euro (760 milioni di pesos messicani), (48 milioni di euro al 31
dicembre 2014), per lo sviluppo del progetto Bee Nee Stipa II in Messico;
>
finanziamento a tasso variabile erogato nel mese di dicembre 2015 dal Banco Santander ad Enel
Brasil Participacoes per 28 milioni di euro;
>
finanziamento a tassi variabili erogato nel mese di dicembre 2015 da BNDES ad Enel Brasil
Participacoes per 19 milioni di euro (84 milioni di BRL);
>
finanziamenti bancari a tasso variabile erogati principalmente da Citibank e NBG Bank ad alcune
controllate greche per 16 milioni di euro (17 milioni di euro al 31 dicembre 2014);
>
finanziamento bancario a tasso variabile erogato dal Banco Industrial del Guatemala ad Enel
Guatemala per 9 milioni di euro (9 milioni di euro al 31 dicembre 2014);
>
finanziamento a tasso variabile erogato nel corso del 2015 da KFW IPEX-BANK GMBH ad Enel
Green Power RSA Proprietary LTD per 37 milioni di euro (632 milioni di ZAR) relativo allo sviluppo
di un progetto eolico in Sud Africa;
>
finanziamento a tasso fisso erogato nel corso del 2015 da HSBC Bank Plc ad Enel Green Power
RSA Proprietary LTD per 19 milioni di euro relativo allo sviluppo di progetti solari in Sud Africa;
>
finanziamento a tasso variabile, stanziato attraverso la formula del project financing, erogato nel
corso del 2015 da Unicredit Spa, Sociètè Generale e UBI Banca alla controllata Enel Green Power
Finale Emilia Srl per 27 milioni di euro, relativo alla realizzazione e gestione di una centrale a
biomassa nel comune di Finale Emilia.
La voce “Debiti verso altri finanziatori” è pari a 1.388 milioni di euro (compresa la quota in scadenza
entro i 12 mesi per 195 milioni di euro) e si riferisce principalmente a:
>
finanziamenti per Tax Partnership, pari a 1.198 milioni di euro (794 milioni di euro al 31 dicembre
2014), per i progetti nord americani Snyder Wind Farm, Smoky Hills I, Smoky Hills II, Caney
River, Prairie Rose, Chisholm View, Buffalo Dunes, Origin e per i nuovi progetti Osage, Goodwell e
Little Elk, per un importo totale di 417 milioni di euro;
>
finanziamenti con la formula del project financing erogati a società controllate di Enel Green
Power North America, pari a 30 milioni di euro (29 milioni di euro al 31 dicembre 2014);
contratti di leasing, pari a 106 milioni di euro (160 milioni di euro al 31 dicembre 2014) stipulati
da cinque controllate italiane per lo sviluppo di progetti eolici e fotovoltaici in Italia;
>
altri finanziamenti non bancari, pari a 63 milioni di euro, concessi alle controllate di Enel Green
Power RSA Proprietary Ltd per lo sviluppo di progetti eolici e solari in Sud Africa.
La voce “Finanziamenti da società correlate” accoglie il finanziamento erogato da Enel Finance
International NV ad Enel Green Power International BV per 2.455 milioni di euro (2.455 milioni di euro al
31 dicembre 2014) .
come livello 2.
271
>
Di seguito i dettagli dei finanziamenti tramite project financing e leasing finanziario.
Paese
Nord America
Spagna
India
Italia
Totale
Paese
Italia
Totale
n.contratti
2
7
2
2
13
Milioni di euro
30
193
55
35
313
n.contratti
6
6
Tecnologia
Idroelettrica - Eolica
Eolica
Eolica
Biomasse/Solare
Milioni di euro
106
106
Pro solvendo/ Pro soluto
Prosoluto
Prosoluto
Prosolvendo/Prosoluto
Prosoluto
Tecnologia
Eolica - Solare
Pro solvendo/ Pro
soluto
Prosoluto
Si segnala che i finanziamenti erogati attraverso la formula del project financing, pari a complessivi 313
milioni di euro al 31 dicembre 2015, si riferiscono principalmente a società mono impianto nei quali il
Gruppo detiene generalmente la maggioranza delle quote. Tali finanziamenti obbligano i soci, unitamente
alle società progetto, al rispetto di taluni parametri societari e finanziari.
Nella tabella seguente sono riportati i finanziamenti a lungo termine per valuta e tasso d’interesse.
Milioni di euro
Valore
nominale
Saldo
contabile
al 31.12.2015
Euro
Dollaro USA
Peso Messicano
Real Brasiliano
Rand sudafricano
Rupia indiana
Totale valute non euro
Totale
4.369
2.062
40
201
149
59
2.511
6.880
Saldo contabile
al 31.12.2014
4.359
2.053
40
196
129
59
2.478
6.837
4.625
1.462
48
212
11
1.733
6.358
Tasso medio di
interesse in vigore
Tasso di
interesse
effettivo in
vigore
al 31.12.2015
4,20%
5,99%
7,91%
8,33%
6,81%
12,15%
4,27%
6,13%
7,91%
17,34%
10,75%
13,70%
L’indebitamento finanziario a lungo termine espresso in divise diverse dall’euro evidenzia un incremento
di 744 milioni di euro rispetto all’esercizio precedente. La variazione è attribuibile principalmente a:
tre finanziamenti con la formula del Tax Partnership ottenuti per i progetti nord americani di
Osage, Goodwell e Little Elk (pari a 417 milioni di euro);
>
finanziamenti bancari concessi dal Gruppo Santander per i progetti messicani (pari a 72 milioni di
euro);
>
finanziamenti bancari concessi da BBVA alle società cilene (pari a 69 milioni di euro);
>
finanziamenti bancari concessi da KFW IPEX-BANK GMBH alla controllata sud africana (pari a 37
milioni di euro);
>
finanziamenti bancari concessi da HSBC Bank Plc alla controllata sud africana (pari a 19
milioni di euro);
>
finanziamenti non bancari concessi da altri finanziatori alla controllata sud africana (pari a 63
milioni di euro);
>
finanziamenti concessi attraverso la formula del project financing alla controllata indiana (pari a
55 milioni di euro).
272
>
La tabella seguente indica le caratteristiche dei principali finanziamenti ottenuti nell’esercizio 2015.
Tipo di finanziamento
Finanziamenti bancari:
Italia
Italia
Cile
Brasile
Emittente
SG/UBI/UCI
Mps leasing
&F t i
Banco
BBVA
Banco
S t d
Brasile
BNDES
Brasile
BNP
Banco
Santander
KFW IEX
B k
HSBC Bank
Banco
Santander
Banco
Santander
Brasile
Sud Africa
Sud Africa
Messico
Messico
Data di
tiraggio
Valuta
324
27
1
EURO
EURO
Euribor 3m/6m
/ 3m
Euribor
12/28/2015
69
28
USD
EURO
Libor6m+2,65%
Euribor 3M
12/17/2015
19
BRL
TJLP+2,02%
12/2/2015
12
BRL
Cdi + 1.55%
8/20/2015
4/1/2015
14
35
BRL
ZAR
Cdi + 1.60%
6 months JIBAR
8/27/2015
30
EURO
-
4/7/2015
11
USD
Libor6m+1,95%
8/6/2015
77
USD
-
Fixed Rate
USD
USD
ZAR
-
Tasso
fisso
Tasso
Tasso
f
2/18/2015
1/29/2015
Finanziamenti non
bancari:
Nord America
Nord America
Sud Africa
Totale
290
Union Bank
JPM, Bank
f NYGreen
Pele
E
Tipo di
tasso
d’interesse
Tasso
d’interesse
10/18/2015
Importo
emesso
12/23/2015
12/18/2015
10/03/2015
80
190
20
614
tasso
tasso
tasso
variabile
tasso
tasso
variabile
tasso
variabile
tasso
variabile
tasso
Scadenza
6/30/2028
10/18/2030
12/3/2021
12/28/2017
10/15/2032
12/2/2016
6/15/2016
6/30/2022
Fixed Rate 6/30/2029
tasso
variabile
11/30/2029
9/30/2030
12/23/2025
6/9/2025
7/29/2031
Per maggiori informazioni sull’analisi delle scadenze dei finanziamenti, si prega di far riferimento alla nota
46 “Risk Management”.
Finanziamenti a breve termine – 713 milioni di euro
La tabella seguente indica i finanziamenti a breve termine al 31 dicembre 2015, distinti per natura.
al
31.12.2015
di cui con
parti
correlate
al 31.12.2014
di cui con
parti
correlate
Variazione
672
(672)
832
(832)
(160)
Debiti verso altri finanziatori
13
-
20
-
(7)
Debiti verso banche
28
-
13
-
Debiti verso correlate
Totale
713
865
15
(152)
I “Finanziamenti a breve termine” registrano un decremento 152 milioni di euro rispetto al 31 dicembre
2014, principalmente per l’effetto del decremento dell’esposizione debitoria verso Enel Finance
International (pari a 367 milioni di euro) e per il decremento del debito verso la società Osage (34 milioni
di euro) consolidata integralmente al 31 dicembre 2015, effetti parzialmente compensati dall’aumento del
debito verso la controllante Enel Spa (238 milioni di euro).
273
Milioni di euro
44.2.2 Derivati passivi
La tabella seguente indica, il valore nozionale e il fair value dei derivati passivi, per tipologia di relazione di copertura e rischio coperto, suddivisi in passività
finanziarie correnti e non correnti.
Non Corrente
Milioni di euro
Valore nozionale
Corrente
Fair value
Valore nozionale
al
31.12.2015
al
31.12.2014
al
31.12.2015
al
31.12.2014
2015 - 2014
1.182
1.098
75
95
-
-
-
-
Fair value
al
31.12.2015
al
31.12.2014
al
31.12.2015
al
31.12.2014
2015 - 2014
(20)
27
-
1
-
1
-
112
-
3
-
3
di copertura:
Cash flow hedge
Totale
47
34
5
1
4
224
33
12
1
11
1.229
1.132
80
96
(16)
363
33
16
1
15
1
28
-
-
-
-
941
594
7
6
Totale
28
-
-
-
-
941
594
7
6
1
1.257
1.132
80
96
(16)
1.304
627
23
7
16
Totale derivati passivi
Per maggiori dettagli sui derivati passivi si prega di far riferimento alla nota 46 “Derivati e hedge accounting”.
274
Derivati al FVTPL:
44.2.3 Utili (perdite) netti
La tabella seguente presenta gli utili e le perdite nette per categoria di strumento finanziario, escludendo
i derivati:
di cui
(Impairment)/Ripristini di
impairment
al 31.12.2015
Totale attività valutate al
FVTPL
Passività finanziarie misurate a
Totale passività valutate al
Totale
Utili/(Perdite)
netti
di cui
(Impairment)/Ripristini di
impairment
al 31.12.2014
12
(19)
9
(19)
12
(101)
(101)
(19)
-
9
(88)
(88)
(19)
-
(89)
(19)
(79)
(19)
275
Utili/(Perdite)
netti
45. Risk management
45.1 Obiettivi e policy di gestione dei rischi finanziari
Il Gruppo, nello svolgimento della propria attività, è esposto ad una varietà di rischi finanziari: rischio di
mercato, rischio di credito e rischio di liquidità.
I senior manager del Gruppo supervisionano la gestione di tali rischi, supportati da specifici comitati,
assicurando che le attività sui rischi finanziari siano governate da policy e procedure appropriate e che i
rischi finanziari siano identificati, misurati e gestiti in accordo con le policy e gli obiettivi definiti a livello di
Gruppo.
Come parte della governance di risk management i rischi di mercato sono gestiti attraverso specifiche
policy definite sia a livello di Gruppo che di singola Country con specifici Comitati Rischi responsabili di
definire e supervisionare le policy strategiche.
La governance fornisce un sistema di limiti operativi definiti da tipologie di rischi individuali che sono
periodicamente monitorati dall’unità di Risk Control.
45.2 Rischi di mercato
Il rischio di mercato consiste nella possibilità che le fluttuazioni delle variabili macroeconomiche possano
influire negativamente sui flussi di cassa attesi o sul fair value di uno strumento finanziario.
I rischi derivanti da tali strumenti finanziari sono il rischio di tasso di interesse, il rischio di cambio e il
rischio prezzo commodity.
Il Gruppo, nell’esercizio della propria attività industriale, è esposto al rischio di oscillazione dei tassi di
interesse, derivante principalmente dalla volatilità dei flussi di interesse connessi all’indebitamento a
tasso variabile, dei tassi di cambio, derivante da flussi finanziari denominati in divisa diversa da quella di
conto di ogni Paese, nonché dei prezzi delle commodity per i flussi di cassa connessi ai ricavi per la
vendita di energia elettrica.
La variabilità dei prezzi può influenzare anche le politiche e le strategie industriali e commerciali, per
questo le policy di Gruppo, relative alla gestione dei rischi finanziari, prevedono la stabilizzazione degli
effetti a Conto Economico delle variazioni del livello dei tassi di interesse, di cambio e dei prezzi di
Tale obiettivo viene raggiunto sia alla fonte dell’esposizione al rischio, attraverso la diversificazione
strategica della natura delle attività/passività finanziarie, sia attenuando il profilo di rischio
dell’esposizione tramite la stipula di contratti derivati Over the counter (OTC) nei confronti del mercato e
all’interno del Gruppo Enel.
In particolare, la controparte interna per le operazioni in derivati su commodity è principalmente Enel
Trade SpA, mentre per le operazioni in derivati su tasso di interesse e di cambio è la Controllante Enel
SpA.
Il Gruppo non stipula contratti derivati ai fini speculativi.
Rischio di tasso di interesse
Il rischio di tasso di interesse è il rischio che il fair value o i flussi finanziari attesi di uno strumento
finanziario fluttuino in seguito a variazioni dei tassi di interesse sul mercato.
Per il Gruppo la fonte dell’esposizione al rischio tasso di interesse, che non ha subìto variazioni rispetto al
precedente esercizio, deriva essenzialmente dall’ammontare dell’indebitamento indicizzato a tasso
276
mercato.
variabile, per il potenziale impatto, in termini di maggiori oneri finanziari, che potrebbe verificarsi sul
Conto Economico conseguentemente ad un aumento dei tassi di interesse di mercato.
Il duplice obiettivo di riduzione dell’ammontare di indebitamento finanziario soggetto alla variazione dei
tassi di interesse e di riduzione del costo della provvista, viene gestito e raggiunto sia attraverso la
diversificazione e bilanciamento delle passività finanziarie, sia modificando il loro profilo di rischio,
facendo ricorso a specifici strumenti finanziari derivati OTC ed in particolare interest rate swap (IRS).
La scadenza di tali contratti non eccede la scadenza della passività finanziaria sottostante, cosicché ogni
variazione nel fair value e/o nei flussi di cassa attesi di tali contratti è bilanciata da una corrispondente
variazione del fair value e/o nei flussi di cassa attesi della posizione sottostante.
In base ai contratti di interest rate swap, il Gruppo concorda di scambiare con la controparte, a specifici
intervalli di tempo, la differenza tra i tassi fissi e quelli variabili, entrambi calcolati su un medesimo valore
nozionale di riferimento.
In particolare, i contratti di interest rate swap floating-to-fixed trasformano una passività finanziaria
indicizzata a tasso variabile in una passività a tasso fisso, neutralizzando in tale modo l’esposizione dei
flussi di cassa alla variazione nel livello dei tassi di interesse.
La seguente tabella mostra il valore opzionale dei derivati su tassi di interesse al 31 dicembre 2015 e 31
dicembre 2014 suddiviso per tipologia di contratto:
Milioni di euro
Valore nozionale
31.12.2015
31.12.2014
Interest rate swaps da variabile a fisso
1.371
1.098
Totale
1.371
1.098
Per maggiori dettagli sui derivati su tasso di interesse, si prega di far riferimento alla nota 46 “Derivati e
hedge accounting”.
L’ammontare dell’indebitamento a tasso variabile che non è oggetto di copertura del rischio di tasso di
economico, in termini di maggiori oneri finanziari, nel caso di un eventuale aumento del livello dei tassi di
interesse di mercato.
In base all’analisi dell’indebitamento finanziario a lungo termine del Gruppo, si rileva come questo sia per
il 35% indicizzato a tasso variabile (39% al 31 dicembre 2014) senza considerare le coperture in derivati.
Prendendo a riferimento l’indebitamento netto a lungo termine, la quota indicizzata a tasso variabile
risulta pari al 33% (35% al 31 dicembre 2014); tale esposizione si riduce al 12% (16% al 31 dicembre
2014) considerando le coperture effettuate mediante operazioni in derivati designati di cash flow hedge.
Tali risultati sono in linea con i limiti stabiliti nelle policy di risk management.
Analisi di sensitività del tasso d’interesse
Il Gruppo effettua l’analisi di sensitività attraverso la stima degli effetti della variazione nel livello dei tassi
di interesse sul portafoglio in strumenti finanziari.
In particolare l’analisi di sensitività misura il potenziale impatto di scenari di mercato a Patrimonio Netto
per la componente di copertura dei derivati in Cash flow hedge.
277
interesse rappresenta il principale elemento di rischio a causa del potenziale impatto negativo sul Conto
Tali scenari sono rappresentati dalla traslazione parallela in aumento ed in diminuzione nella curva dei
tassi di interesse di riferimento alla data di bilancio.
Mantenendo costanti tutte le altre variabili, il risultato prima delle imposte è impattato come segue:
al 31.12.2015
Impatto a
patrimonio
netto (a lordo
delle
imposte)
Impatto a
conto
economico (a
lordo delle
imposte)
Impatto a
patrimonio
netto (a lordo
delle imposte)
+ 25 bp
19
-
17
- 25 bp
(19)
-
(17)
Milioni di euro
Aumento/
riduzione nei
basis points
Variazione del fair value degli
strumenti finanziari derivati designati
come strumenti di copertura: Cash
Flow hedge
Impatto a
conto
economico (a
lordo delle
imposte)
al 31.12.2014
Non ci sono variazioni rispetto al periodo precedente nei metodi e nelle assunzioni utilizzate nell’analisi di
sensitività.
Rischio di cambio
Il rischio di cambio è il rischio che il fair value o i flussi finanziari futuri di strumenti finanziari o di altri
impegni contrattuali fluttuino in seguito a variazioni dei cambi.
Il Gruppo opera a livello internazionale ed è esposto al rischio di cambio derivante da attività, passività e
flussi di cassa attesi in valute estere diverse dalla valuta di conto di ogni Paese. La policy del Gruppo
prevede un monitoraggio e controllo costante di tutte le esposizioni ai tassi di cambio, indipendentemente
dalla loro natura, includendo anche i flussi attesi relativi ad impegni contrattuali connessi a nuovi
investimenti. L’attività di monitoraggio e controllo è finalizzata alla definizione e alla esecuzione di
strategie di copertura efficaci del rischio cambio.
Al fine di minimizzare tale rischio le società del Gruppo stipulano, tipicamente sul mercato Over the
counter (OTC) e principalmente con Enel SpA, dei contratti di derivati ed in particolare currency forward.
I currency forward sono contratti con i quali le controparti concordano lo scambio di due flussi di capitale
denominati in divise diverse, ad una determinata data futura e ad un certo tasso di cambio (c.d. strike);
tali contratti possono prevedere la consegna effettiva dei due flussi (deliverable forward) o la
alla scadenza (non deliverable forward). In quest’ultimo caso, il tasso di cambio strike e/o il tasso di
cambio spot possono essere determinati come medie dei fixing ufficiali della Banca Centrale Europea.
La scadenza di tali contratti non eccede la scadenza della passività finanziaria sottostante cosicché ogni
variazione nel fair value e/o nei flussi di cassa attesi di tali contratti è bilanciata da una corrispondente
variazione del fair value e/o nei flussi di cassa attesi della posizione sottostante.
Nella seguente tabella vengono forniti, alla data del 31 dicembre 2015 e del 31 dicembre 2014, il valore
nozionale delle operazioni in essere suddivise per tipologia di strumento di copertura:
Milioni di euro
Currency forwards
Cross currency interest rate swaps (CCIRSs)
Totale
Valore nozionale
al 31.12.2015
al 31.12.2014
1.373
641
46
-
1.419
641
Per maggiori dettagli si prega di far riferimento alla nota 46 “Derivati e hedge accounting”.
278
corresponsione del differenziale tra il tasso di cambio strike ed il livello del cambio prevalente sul mercato
In base all’analisi dell’indebitamento, si rileva che il 49% (24% al 31 dicembre 2014) dell’indebitamento a
medio e lungo termine è espresso in valute diverse dall’euro.
Tenuto conto delle operazioni di copertura dal rischio di tasso di cambio – effettuate mediante la
sottoscrizione di cross currency interest rate swap – e della quota di indebitamento in valuta estera che è
espressa nella valuta di conto o nella valuta funzionale della singola società del Gruppo, la percentuale di
indebitamento a medio e lungo termine non coperta dal rischio cambio si attesta attorno all’1% (1% al 31
dicembre 2014).
Analisi di sensitività del rischio di cambio
Il Gruppo effettua l’analisi di sensitività attraverso la stima degli effetti della variazione nel livello dei tassi
di cambio sul portafoglio in strumenti finanziari.
In particolare l’analisi di sensitività misura il potenziale impatto di scenari di mercato a Conto economico
per i derivati che non si qualificano in Hedge Accounting.
Tali scenari sono rappresentati dall’apprezzamento/deprezzamento del tasso di cambio dell’euro verso
tutte le divise estere rispetto al valore rilevato alla data di bilancio.
al 31.12.2015
Milioni di euro
Impatto a
patrimonio
netto (a lordo
delle
imposte)
Impatto a
conto
economico (a
lordo delle
imposte)
Impatto a
patrimonio
netto (a lordo
delle imposte)
10%
101
-
50
-
-10%
(123)
-
(61)
-
10%
-
8
-
-
(9)
-
Aumento/
Riduzione nei
tassi di
cambio
strumenti finanziari derivati classificati
non di copertura
strumenti finanziari derivati designati
come strumenti di copertura: Cash
Flow hedge
al 31.12.2014
Impatto a
conto
economico (a
lordo delle
imposte)
-10%
Rischio di prezzo delle commodity
Il Gruppo è esposto al rischio legato alla variazione del prezzo delle commodity derivante dall’attività di
vendita dell’energia prodotta a prezzo variabile (bilaterali indicizzati e vendite sul mercato spot
dell’energia elettrica).
Per contenere tale esposizione, le società del Gruppo ricorrono alla stipula di contratti a prezzo fisso
attraverso bilaterali fisici, contratti a lungo termine e contratti finanziari (es. contratti per differenza CFD); in quest’ultimi le differenze sono regolate a favore della controparte nel caso in cui il prezzo di
mercato dell’energia superi il prezzo strike, e a favore delle società del Gruppo nel caso contrario.
Prevalentemente i CFD a due vie vengono stipulati con Enel Trade SpA.
Un’esposizione residua al rischio deriva essenzialmente dall’incertezza dei volumi di produzione, in quanto
soggetti sia alla naturale variabilità delle fonti rinnovabili che da eventuali o temporanee indisponibilità
degli impianti.
I processi di commodity risk management definiti nell’ambito del Gruppo sono finalizzati a monitorare
costantemente l’andamento del rischio nel tempo e verificare che i livelli di rischio, osservati sulla base di
specifiche dimensioni di analisi, rispettino dei valori soglia coerenti con l’appetito al rischio stabilito dal
279
sensitività.
Vertice aziendale. Le attività si svolgono all’interno di una governance formalizzata che prevede
l’assegnazione di limiti di rischio definiti, il cui rispetto viene verificato da strutture organizzative
indipendenti rispetto a quelle preposte all’esecuzione delle operazioni stesse. Il monitoraggio delle
posizioni avviene mensilmente, valutando il Profit at Risk nel caso di portafogli industriali.
La seguente tabella espone il valore nozionale delle transazioni outstanding al 31 dicembre 2015 e 31
dicembre 2014, suddiviso per tipologia di strumento:
Milioni di euro
Valore nozionale
al 31.12.2015
al 31.12.2014
Swaps e CFD
357
505
Totale
357
505
Analisi di sensitività del rischio di prezzo delle commodity
La seguente tabella presenta l’analisi di sensitività a cambiamenti ragionevolmente possibile nei prezzi
mantenendo tutte le altre variabili costanti.
Milioni di euro
Impatto a
Aumento/Riduzione
conto
nei prezzi delle
economico (a
commodity
lordo delle
imposte)
Swap
10%
-10%
al 31.12.2015
Impatto a
patrimonio
netto (a
lordo delle
imposte)
-
Impatto a
conto
economico (a
lordo delle
imposte)
(35)
23
al 31.12.2014
Impatto a
patrimonio
netto (a lordo
delle imposte)
-
(23)
43
45.3 Rischio di credito
Il rischio di credito è il rischio che una controparte non adempia alle proprie obbligazioni previste da uno
strumento finanziario o da un contratto commerciale, tale da generare una perdita.
Il Gruppo è esposto al rischio di credito nell’ambito dell’attività operativa e finanziaria, ivi inclusi i
derivati, i depositi con le banche o con le società finanziarie.
posizione creditoria, in termini di aumento del rischio di insolvenza (rischio di default) della controparte
stessa.
Al fine di minimizzare il rischio di credito, il Gruppo si avvale di specifiche politiche e procedure gestionali,
che prevedono sia la valutazione del merito di credito delle controparti – in base a informazioni fornite da
società esterne e a modelli di valutazione interni – sia il monitoraggio costante e strutturato delle
esposizioni di rischio, al fine di identificare rapidamente i fenomeni degenerativi della qualità dei crediti in
essere.
Inoltre, oltre che al mantenimento di un portafoglio clienti adeguatamente diversificato, il Gruppo fa
ricorso all’acquisizione di garanzie bancarie e/o al factoring, al fine di mitigare l’esposizione al rischio di
credito.
Concentrazione del rischio di credito dei clienti
La concentrazione del rischio di credito è gestita e minimizzata attraverso una strategia di business che
prevede diversi criteri di diversificazione, come ad esempio “l’area geografica” (business in differenti
Paesi) e la “tipologia di cliente” (Corporate, Amministrazioni Pubbliche e Istituzioni Finanziarie).
280
Variazioni negative inattese del merito creditizio di una controparte potrebbero generare effetti sulla
Al 31 dicembre 2015 un numero pari a 20 clienti rappresenta circa il 82% (77% al 31 dicembre 2014)
della totale esposizione dei crediti commerciali iscritti in bilancio verso terze parti.
Di seguito si riporta la tabella sulla esigibilità dei crediti, con indicazione, ove rilevata, della perdita di
valore:
Milioni di euro
al 31.12.2015
Svalutati
al 31.12.2014
33
16
Non scaduti e non svalutati
166
201
Scaduti ma non svalutati
144
72
- meno di 3 mesi
46
38
- da 3 mesi a 6 mesi
50
9
32
4
14
13
- oltre 24 mesi
Totale
2
8
343
289
45.4 Rischio di liquidità
Il rischio di liquidità è il rischio che il Gruppo possa incorrere in difficoltà di adempimento alle proprie
obbligazioni associate a passività finanziarie che sono regolate tramite cassa o altre attività finanziarie.
Le politiche di controllo e gestione del rischio di liquidità in essere nel Gruppo Enel Green Power,
garantiscono il mantenimento di disponibilità liquide sufficienti a far fronte agli impegni attesi per un
determinato orizzonte temporale senza far ricorso ad ulteriori fonti di finanziamento, nonché al
mantenimento di un liquidity buffer sufficiente a far fronte ad eventuali impegni inattesi.
Il Gruppo EGP, indirettamente tramite la controllante Enel Spa e direttamente tramite la sua finanziaria
Enel Green Power International BV, usufruisce della capacità di Tesoreria accentrata, garantendosi un
facile accesso al mercato monetario e di capitali, nonché la tempestiva gestione delle eventuali eccedenze
di liquidità.
Per assicurare i piani di sviluppo delle società del gruppo, si è ricorso ad una pluralità di fonti di
finanziamento, equilibrate e diversificate in termini di tipologia e profilo scadenze, sia fra Parti Correlate
dell’indebitamento).
La società detiene le seguenti linee di credito non utilizzate:
Milioni di Euro
al 31.12.2015
Linee di credito committed
al 31.12.2014
Con scadenza
entro 1 anno
Con scadenza
oltre 1 anno
Con scadenza entro
1 anno
Con scadenza oltre 1
anno
2.159
19
2.234
520
Linee di credito uncommitted
Totale
24
2.159
19
2.258
520
281
(che rappresentano il 41% dell’indebitamento) sia verso Terze Parti (che rappresentano il 59%
Maturity analysis
La seguente tabella sintetizza il profilo di scadenza delle passività finanziarie del Gruppo sulla base dei
flussi di pagamento contrattuali non attualizzati.
Scadenza
Milioni di euro
Meno di 3
mesi
da 3 mesi a 1
anno
da 1 a 2 anni
da 2 a 5 anni
Maggiore di 5
anni
- tasso fisso
22
23
328
88
282
- tasso variabile
48
210
439
548
1.034
Totale
70
233
767
636
1.316
2.986
Finanziamenti non bancari:
- tasso fisso
45
142
291
256
- tasso variabile
687
6
18
19
78
Totale
732
148
309
275
3.064
TOTALE
802
381
1.076
911
4.380
46. Derivati e Hedge Accounting
46.1 Hedge accounting
I contratti derivati sono rilevati inizialmente al fair value, alla data di negoziazione del contratto, e
successivamente sono rimisurati al loro fair value.
Il metodo di rilevazione degli utili e delle perdite relativi a un derivato è dipendente dalla designazione
dello stesso quale strumento di copertura, e in tal caso dalla natura dell’elemento coperto.
L’hedge accounting è applicato ai contratti derivati stipulati al fine di ridurre i rischi di tasso di interesse,
rischio di cambio e rischio di prezzo delle commodity, rischio di credito e equity quando sono rispettati i
criteri previsti dallo IAS 39.
Alla data di designazione della copertura, il Gruppo deve documentare la strategia e gli obiettivi di risk
management prefissati, nonché la relazione tra gli strumenti di copertura e gli elementi coperti; va inoltre
analizzata, alla data di designazione e successivamente su base sistematica, l’efficacia della copertura
attraverso test specifici prospettici e retrospettici al fine di verificare che gli strumenti di copertura
In relazione alla natura dei rischi a cui è esposta, la società designa i derivati come strumenti di copertura
in una delle seguenti relazioni di copertura:
>
derivati di cash flow hedge relativi al rischio di: i) variazione dei flussi di cassa connessi
all’indebitamento a lungo termine indicizzato al tasso variabile; ii) cambio collegato con
l’indebitamento a lungo termine denominato in valuta diversa dalla valuta di conto o dalla valuta
funzionale in cui opera la società detentrice della passività finanziaria; iii) cambio del prezzo dei
combustibili espresso in valuta estera; iv) prezzo delle vendite di energia attese a prezzo
variabile; v) prezzo relativo alla compravendita di carbone e di commodity petrolifere;
>
derivati di fair value hedge, aventi per oggetto la copertura dell’esposizione alla variazione del fair
value di un’attività, di una passività o di un impegno irrevocabile imputabile a un rischio specifico;
>
derivati di net investment in a foreign operation (NIFO), aventi per oggetto la copertura della
volatilità dei tassi di cambio relativi a partecipazioni in società estere.
Per maggiori dettagli sulla natura e l’entità dei rischi derivanti dagli strumenti finanziari ai quali la società
è esposta si rimanda alla nota 45 “Risk management”.
282
risultino altamente efficaci a compensare le variazioni di fair value e dei flussi di cassa degli elementi
coperti.
Cash flow hedge
Il cash flow hedge è applicato con l’intento di coprire il Gruppo dall’esposizione al rischio di variazioni dei
flussi di cassa attesi associati ad un’attività, una passività o una transazione altamente probabile. Tali
variazioni sono attribuibili ad un rischio specifico e potrebbero altrimenti impattare il conto economico.
La quota efficace delle variazioni del fair value dei derivati, che sono designati e si qualificano di cash flow
hedge, è rilevata a patrimonio netto tra le “altre componenti di conto economico complessivo (OCI)”.
L’utile o la perdita relativa alla quota di inefficacia è rilevata immediatamente a conto economico.
Gli ammontari rilevati a patrimonio netto sono rilasciati a conto economico nel periodo in cui l’elemento
coperto, a sua volta, si rilevi a conto economico.
Quando uno strumento di copertura giunge a scadenza o è venduto, oppure quando la copertura non
soddisfa più i criteri per l’applicazione dell’hedge accounting, ma l’elemento coperto non risulta scaduto o
cancellato, gli utili e le perdite cumulati rilevati a patrimonio netto fino a tale momento rimangono
sospesi a patrimonio netto e saranno rilasciati a conto economico quando la transazione futura sarà
definitivamente realizzata.
Quando una transazione prevista non è più ritenuta probabile, gli utili o perdite rilevati a patrimonio netto
sono rilasciati immediatamente a conto economico.
Attualmente il Gruppo utilizza tali relazioni di copertura al fine di minimizzare la volatilità del conto
economico, attraversi strutture derivate in Interest Rate Swap; non utilizza, invece, Fair value hedge
eHedge of a Net Investment in a Foreign Operation (NIFO).
La tabella seguente espone il valore nozionale e il fair value dei derivati che si qualificano come strumenti
di copertura classificati in base alla tipologia di relazione di copertura.
Il valore nozionale di un contratto derivato è l’ammontare in base al quale i flussi di cassa sono scambiati.
Questo importo può essere espresso sia in termini di valore monetario sia in termini di quantità (quali per
esempio tonnellate convertite in euro moltiplicando il valore nozionale per il prezzo fissato). Gli importi
denominati in valute diverse dall’euro sono convertiti in euro applicando i tassi di cambio di fine esercizio
forniti dalla Banca Centrale Europea.
Valore nozionale
Fair value attività
Valore nozionale
Fair value passività
al
al
al
al
al
al
al
al
31.12.2015 31.12.2014 31.12.2015 31.12.2014 31.12.2015 31.12.2014 31.12.2015 31.12.2014
Derivati
Cash flow
hedge:
sul rischio di
tasso
d’interesse
sul rischio di
tasso di cambio
sul rischio di
prezzo su
commodity
162
-
2
-
1.209
1.098
76
164
-
8
-
112
-
3
86
438
9
25
271
67
17
2
Totale
412
438
19
25
1.592
1.165
96
97
95
Relativamente alla classificazione dei derivati di hedging come attività non-correnti e correnti e passività
non-correnti e correnti, si veda la nota 44 “Strumenti finanziari”.
Relazione di copertura per tipologia di rischio coperto
Il Gruppo al 31 dicembre 2015 ha in essere relazioni di copertura di cash flow hedge ove i principali
strumenti di copertura sono rappresentati da interest rate swap volti a coprire i flussi di cassa futuri legati
a finanziamenti a tasso variabile esposti alla variabilità dei tassi di interesse. Tale esposizione
283
Milioni di euro
rappresenta il principale elemento di rischio a causa del potenziale impatto negativo su conto economico.
Al 31 dicembre 2015 il valore nozionale dei contratti derivati classificati di cash flow hedge ammonta a
2.004 milioni di euro a cui corrispondono un fair value negativo di 96 milioni di euro e un fair value
positivo di 19 milioni di euro.
46.1.1 Rischio di tasso di interesse
La tabella seguente espone il valore nozionale e il fair value degli strumenti di copertura sul rischio di
tasso d’interesse delle transazioni in essere al 31 dicembre 2015 e al 31 dicembre 2014 suddivisi per
tipologia di elemento coperto:
Milioni di euro
Fair value
Strumento di copertura
Elemento coperto
Interest rate swap
Finanziamenti
bancari a tasso
variabile
Valore nozionale
al 31.12.2015
Total
Valore
nozionale
Fair value
al 31.12.2014
74
1.371
95
1.098
74
1.371
95
1.098
L’ammontare del nozionale dei derivati in cash flow hedge è pari a 1.371 milioni di euro. La variazione di
nozionale rispetto al 31 dicembre 2014 è imputabile a nuove coperture in cash flow hedge effettuate nel
corso del 2015 e ad una naturale riduzione della quota di ammortamento degli interest rate swap in
essere. Al 31 dicembre 2015, il fair value negativo di 74 milioni di euro ha subito un miglioramento di 21
milioni di euro principalmente imputabile alla riduzione generalizzata della curva dei tassi d’interesse.
La tabella seguente espone il valore nozionale e il fair value dei derivati di copertura del rischio di tasso
d’interesse al 31 dicembre 2015 e al 31 dicembre 2014, suddivisi per tipologia di relazione di copertura:
Valore nozionale
Valore nozionale
al
al
al
al
al
al
al
al
31.12.2015 31.12.2014 31.12.2015 31.12.2014 31.12.2015 31.12.2014 31.12.2015 31.12.2014
Derivati
Cash flow
hedge
Interest rate
swap
Totale
derivati su
tasso
d’interesse
162
-
2
-
1.209
1.098
76
95
162
-
2
-
1.209
1.098
76
95
162
-
-
-
1.209
1.098
76
95
Derivati di fair value hedge
Attualmente il Gruppo non utilizza tali relazioni di copertura.
Nella tabella seguente sono indicati i flussi di cassa attesi negli esercizi futuri relativi ai derivati di cash
flow hedge sul rischio di tasso d’interesse:
Milioni di euro
CFH su tasso
d’interesse
Fair value positivo
Fair value negativo
Fair value
Distribuzione dei flussi di cassa attesi
al
31.12.2015
2016
2
(1)
-
76
24
19
2017
2018
2019
2020
Oltre
-
1
1
1
14
10
6
6
284
Milioni di euro
Gli impatti a patrimonio netto dei derivati di cash flow hedge sul rischio di tasso d’interesse avvenuti
durante l’esercizio al lordo dell’effetto fiscale, sono pari a 18 milioni di euro.
46.1.2 Rischio di cambio
cambio delle transazioni in essere al 31 dicembre 2015 e al 31 dicembre 2014 suddivisi per tipologia di
elemento coperto:
Milioni di euro
Fair value
Cross currency interest rate
swap (CCIRS)
Elemento coperto
Finanziamenti
bancari a tasso
fisso
Currency forward
Flussi di cassa
futuri denominati in
valuta estera
Valore nozionale
al 31.12.2015
Total
Valore
nozionale
Fair value
al 31.12.2014
0
18
0
0
5
258
0
0
5
276
0
0
Il valore nozionale complessivo dei contratti derivati di cash flow hedge risulta, al 31 dicembre 2015, pari
a 276 milioni di euro e il corrispondente fair value positivo è pari a 5 milioni di euro. La variazione di
nozionale rispetto al 31 dicembre 2014, è imputabile a Cross Currency Interest Rate Swap per 18 milioni
di euro a copertura di esposizioni in valuta e a contratti currency forward per 258 milioni di euro a
copertura del rischio cambio connesso agli investimenti relativi agli impianti solari in Sud Africa e Brasile.
La tabella seguente espone il valore nozionale e il fair value dei derivati di copertura del rischio di cambio
al 31 dicembre 2015 e al 31 dicembre 2014, suddivisi per tipologia di relazione di copertura:
Milioni di
euro
Valore nozionale
al
al
31.12.2015 31.12.2014
al
al
31.12.2015 31.12.2014
Valore nozionale
al
al
31.12.2015 31.12.2014
al
al
31.12.2015 31.12.2014
Derivati
currency
forward
CCIRS
Totale
derivati su
tasso di
cambio
146
-
8
-
112
-
3
-
18
-
-
-
-
-
-
-
164
-
8
-
112
-
3
-
Derivati di fair value hedge
Attualmente il Gruppo non utilizza tali relazioni di copertura.
flow hedge sul rischio di tasso di cambio:
Milioni di euro
Fair value
al 31.12.2015
2016
2017
2018
2019
2020
Oltre
Fair value positivo
8
-
(2)
(2)
(5)
(1)
(1)
Fair value negativo
3
11
-
-
-
-
-
CFH su tasso di
cambio
Gli impatti a patrimonio netto dei derivati di cash flow hedge sul rischio di tasso di cambio avvenuti
durante l’esercizio al lordo dell’effetto fiscale, sono pari a 7 milioni di euro.
285
Cash flow hedge
46.1.2 Rischio di prezzo su commodity
La tabella seguente espone il valore nozionale e il fair value dei derivati di copertura del rischio di prezzo
su commodity al 31 dicembre 2015 e al 31 dicembre 2014, suddivisi per tipologia di relazione di
copertura:
Milioni di euro
Valore nozionale
Valore nozionale
al
al
al
al
al
al
al
al
31.12.2015 31.12.2014 31.12.2015 31.12.2014 31.12.2015 31.12.2014 31.12.2015 31.12.2014
Derivati
swap
Totale
derivati su
energia
86
438
9
25
271
67
17
2
86
438
9
25
271
67
17
2
Nella tabella seguente sono indicate i flussi di cassa attesi negli esercizi futuri relativi ai derivati di cash
flow hedge sul rischio di prezzo su commodity:
Milioni di euro
Fair value
al
31.12.2015
2016
2017
2018
2019
2020
Oltre
9
5
4
1
-
-
-
17
12
5
-
-
-
-
Fair value positivo
Fair value negativo
Gli impatti a patrimonio netto dei derivati di cash flow hedge sul rischio di prezzo su commodity rilevati
durante il periodo a lordo dell’effetto fiscale sono pari a 16 milioni di euro.
46.2 Derivati al fair value through profit or loss
La tabella seguente espone il valore nozionale e il fair value dei derivati al FVTPL in essere al 31 dicembre
2015 e al 31 dicembre 2014 per ciascun tipo di rischio:
Valore nozionale
Valore nozionale
al
al
al
al
al
al
al
al
31.12.2015 31.12.2014 31.12.2015 31.12.2014 31.12.2015 31.12.2014 31.12.2015 31.12.2014
Derivati al FVTPL
- sul rischio di tasso di cambio
currency
forward
174
47
8
-
941
CCIRS
-
-
-
-
28
Totale
174
47
8
-
969
597
7
6
597
7
6
286
Milioni di euro
47. Informativa sulle parti correlate
Le parti correlate sono state individuate sulla base di quanto disposto dai principi contabili internazionali e
dalla Procedura per la disciplina delle operazioni con parti correlate approvata in data 1° dicembre 2010
dal Consiglio di Amministrazione di Enel Green Power S.p.A., previo parere del Comitato per il Controllo
Interno reso in data 23 novembre 2010.
Tale procedura (disponibile all’indirizzo internet http://www.enelgreenpower.com/itIT/company/governance/related_parties/) individua una serie di regole volte ad assicurare la trasparenza
e la correttezza, sia sostanziale che procedurale, delle operazioni con parti correlate ed è stata adottata
in attuazione di quanto disposto dall’art. 2391-bis cod. civ. e dalla disciplina attuativa dettata dalla
Consob.
Tutte le transazioni con parti correlate sono state concluse alle normali condizioni di mercato.
In particolare, nel corso del 2015 i rapporti con parti correlate hanno riguardato specifiche attività, tra
cui:
>
gestione del rischio generato dalla variazione dei tassi di interesse e tassi di cambio;
>
erogazione di prestazioni professionali e servizi;
>
gestione di servizi comuni;
>
compravendita di energia;
>
compravendita di certificati verdi e bianchi.
Ai rapporti sopra descritti occorre aggiungere l’esercizio dell’opzione per il “Consolidato Fiscale Nazionale”
con la controllante Enel SpA.
Sulla base della disciplina contenuta nel TUIR (DPR 917/86, artt. 117 e seguenti) relativa al regime
fiscale di tassazione di Gruppo denominato “Consolidato Fiscale Nazionale”, si informa che per Enel Green
Power SpA e Enel Green Power Partecipazioni Speciali Srl il suddetto regime è in corso di validità,
rispettivamente per il periodo 2013-2015 e 2015-2017.
Si evidenzia che nel corso del 2015, sono state approvate alcune operazioni con parti correlate qualificate
come operazioni ordinarie di maggiore rilevanza compiute direttamente da Enel Green Power SpA o per il
tramite di una società da questa controllata.
Tali operazioni rientrano nelle ipotesi di esenzione di cui all’art. 13, comma 3, lett. c), del “Regolamento
n.17221 del 12 marzo 2010 e successive modifiche (“Regolamento Parti Correlate”) e della procedura al
riguardo adottata da Enel Green Power SpA in attuazione del regolamento stesso. In quanto tali, esse
non sono dunque soggette agli obblighi di pubblicazione previsti per le operazioni con parti correlate di
maggiore rilevanza dall’art. 5, commi da 1 a 7, del Regolamento Parti Correlate. Dette operazioni sono
state comunque oggetto di specifica comunicazione alla Consob secondo quanto previsto dal richiamato
articolo 13, comma 3, lett. c).
Di seguito si riepilogano le principali caratteristiche dell’operazione:
Oggetto e corrispettivo dell’operazione: contratto di finanziamento a lungo termine (Loan Facility
Agreement) per un importo di 500 milioni di euro. Le condizioni del contratto di finanziamento sono in
linea con le condizioni ottenibili sul mercato del debito con le migliori controparti finanziarie esistenti.
287
recante disposizioni in materia di operazioni con parti correlate” adottato dalla Consob con Delibera
Parte dell’operazione: Enel Green Power Chile Ltda, società interamente controllata da Enel Green Power
SpA;
Controparte dell’operazione: Empresa Nacional de Electricidad SA;
Oggetto dell’operazione: vendita a Empresa Nacional de Electricidad SA nel periodo 1° giugno 2016 – 31
gennaio 2043 di energia elettrica prodotta da impianti di nuova costruzione in Cile nel periodo di
riferimento, nonché di certificati verdi connessi alla quantità di energia elettrica prodotta dagli stessi
impianti;
Corrispettivo dell’operazione: corrispettivo complessivo stimato fino a circa 3.500 milioni di dollari
statunitensi.
Parte dell’operazione: Enel Green Power Delfina B Eólica S/A, Enel Green Power Delfina C Eólica S/A, Enel
Green Power Delfina D Eólica S/A, Enel Green Power Delfina E Eólica S/A e Enel Green Power Brasil
Participações Ltda, società interamente controllate da Enel Green Power SpA;
Controparte dell’operazione: Centrais Elétricas Cachoeira Dourada SA e Enel Brasil SA;
1° gennaio 2018 – 31 dicembre 2037 di energia elettrica prodotta da un impianto di nuova costruzione in
Brasile;
Parte dell’operazione: Enel Green Power Morro Do Chapéu I Eólica S/A, Enel Green Power Morro Do
Chapéu Ii Eólica S/A, Enel Green Power São Abraão Eólica S/A, Enel Green Power Boa Vista Eólica S/A e
Enel Green Power Brasil Participações Ltda, società interamente controllate da Enel Green Power SpA;
Controparte dell’operazione: Centrais Elétricas Cachoeira Dourada SA e Enel Brasil SA
1° gennaio 2018 – 31° dicembre 2037 di energia elettrica prodotta da un impianto di nuova costruzione
in Brasile;
Parte dell’operazione: Enel Green Power International BV;
Oggetto e corrispettivo dell’operazione: rinnovo di un contratto di finanziamento a breve termine (multi
currency revolving facility) per un importo di 1.200 milioni di euro.
Le condizioni di rinnovo sono in linea con le condizioni ottenibili sul mercato del debito con controparti
Oggetto e corrispettivo dell’operazione: rinnovo di un contratto di finanziamento a breve termine
(intercompany revolving facility agreement) per un importo di 500 milioni di euro. Le condizioni del
rinnovo del contratto sono in linea con le condizioni ottenibili sul mercato del debito con controparti
288
La tabella di seguito riportata evidenzia i rapporti di natura economico-finanziaria e patrimoniale intrattenuti dal Gruppo con le sue parti correlate per
l’esercizio 2015:
Parti correlate
Milioni di euro
Enel
SpA
Enel
Italia
Srl
Enel
Produzione
Spa
Enel
Trade
Spa
Enel Finance
International
NV
Enel
Factor
Spa
GSE
Spa
GME
Spa
Terna
Spa
Endesa
Fortaleza
Endesa
Chile
Enel
Energie
Muntenia
Enel
Energie
SA
Altomonte
Altre
minori
Totale
Totale
Voce di
Bilancio
Incidenza
%
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
140
14
154
208
74,0%
3
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
3
190
1,6%
Crediti commerciali
1
-
91
29
-
-
15
-
-
1
3
2
2
4
8
156
451
34,6%
76
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
1
77
134
57,5%
7
-
-
-
15
-
-
-
-
-
-
-
-
1
15
38
116
32,8%
Finanziamenti a lungo termine (inclusa quota
corrente)
37
-
-
-
-
-
68
-
-
-
-
-
-
-
6
111
495
22,4%
-
-
-
-
2.455
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
2.455
6.837
35,9%
Derivati passivi non correnti
54
-
-
5
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
59
80
73,8%
364
-
-
-
305
-
-
-
-
-
-
-
-
2
1
672
713
94,2%
Debiti commerciali
18
46
42
3
-
32
1
-
-
-
-
-
-
1
12
155
1.268
12,2%
20
-
-
9
42
-
-
-
-
-
-
-
-
-
3
74
109
67,9%
-
-
-
7
3
-
-
-
-
-
-
-
-
-
10
20
316
6,3%
Crediti per imposte sul reddito
Altre attività finanziarie correnti e derivati
Rapporti economici
-
-
-
-
-
Proventi/(Oneri) netti da contratti su commodity
-
135
-
-
52
-
-
-
-
-
290
-
2
-
-
-
-
16
43
8
-
-
-
2
-
18
17
43
20
20
-
34
907
2.356
38%
-
4
-
-
-
-
-
3
297
655
45%
25
14
-
-
-
-
-
4
45
175
26%
3
-
-
-
-
-
-
20
92
595
15%
568
-
-
-
(16)
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
(7)
(23)
(25)
92%
(82)
-
-
-
2
-
-
-
-
-
-
-
-
-
(1)
(81)
(108)
75%
(5)
-
-
-
(179)
-
-
-
-
-
-
-
-
-
15
(169)
(237)
71%
289
Rapporti patrimoniali
La società controllante Enel SpA
I rapporti con la controllante Enel SpA riguardano principalmente i) la centralizzazione presso la
Capogruppo di alcune funzioni di supporto inerenti alle attività legali, personale, segreteria societaria,
amministrazione, pianificazione e controllo relative a Enel Green Power; ii) i servizi di direzione e
coordinamento svolti dalla Capogruppo Enel SpA nei confronti di Enel Green Power.
Parti correlate interne al Gruppo Enel
I rapporti più significativi con le società controllate da Enel SpA riguardano:
-
Enel Trade SpA: vendita di energia e di certificati verdi da Enel Green Power SpA a Enel Trade SpA e
gestione del rischio su commodity effettuata da Enel Trade SpA per le società del Gruppo Enel Green
Power;
-
Enel Produzione SpA: vendita di energia da Enel Green Power SpA a Enel Produzione SpA e
prestazione di servizi di teleconduzione degli impianti idroelettrici ed eolici, mantenimento in
sicurezza delle dighe e manutenzione degli impianti idroelettrici svolti da Enel Produzione SpA per
Enel Green Power SpA;
-
Enel Italia Srl (già Enel Servizi Srl): gestione dei servizi di approvvigionamento, gestione degli spazi,
servizi amministrativi, di ristorazione e di gestione del parco macchine svolti da Enel Servizi Srl per
-
Enel Ingegneria e Ricerca SpA: servizi consulenziali e gestione tecnica dei progetti relativi alla
costruzione di nuovi impianti svolti da Enel Ingegneria e Ricerca SpA per Enel Green Power SpA e le
società del Gruppo;
-
Enel Finance International NV: erogazione di finanziamenti a Enel Green Power SpA e alle società del
Gruppo;
-
società all’interno del subgruppo Endesa: gestione di servizi amministrativi, di fornitura di software e
hardware e di compravendita di energia per il subgruppo Enel Green Power España.
Parti correlate esterne al Gruppo Enel
In quanto operatore nel campo della produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili Enel Green Power
vende energia elettrica e usufruisce di servizi di distribuzione e trasporto per un certo numero di società
controllate dallo Stato (azionista del Gruppo Enel SpA).
>
Gestore dei Mercati Energetici SpA;
>
Gestore dei Servizi Energetici SpA;
>
Terna SpA.
Per l’informativa circa la remunerazione dei Dirigenti con responsabilità strategiche si rimanda a quanto
pubblicato nel documento informativo sui compensi 2015, pubblicato sul sito internet della Società
(www.enelgreenpower.com,sezione “Governance”).
290
I rapporti con le imprese possedute o controllate dallo Stato riguardano principalmente:
48.
Altri impegni contrattuali e garanzie
Milioni di euro
al 31.12.2015
al 31.12.2014
2015 - 2014
2.895
1.082
1.813
- forniture varie
1.179
1.170
9
Totale
4.074
2.252
1.822
Garanzie prestate:
- fideiussioni e garanzie rilasciate a favore di terzi
Impegni assunti verso fornitori per:
Si evidenzia inoltre che il Gruppo ha in essere garanzie connesse al debito per 4.2 miliardi di euro, già
rappresentate nella voce “Finanziamenti”.
49.
Attività e passività potenziali
Arbitrato LaGeo
Nell’ottobre del 2008 Enel Produzione (alla quale è succeduta, a seguito di scissione, Enel Green Power)
ha promosso un procedimento arbitrale, secondo le regole della Camera di Commercio Internazionale di
Parigi, contro la Comisiòn Ejecutiva Hidroelectrica del Rìo Lempa (“CEL”), interamente controllata dalla
Repubblica di El Salvador, ed Inversiones Energéticas S.A. de C.V. (“INE”), a sua volta interamente
controllata da CEL, per far valere il loro inadempimento di talune disposizioni contenute nel patto
parasociale stipulato tra Enel Produzione e INE il 4 giugno 2002, avente ad oggetto la gestione della
società LaGeo, attiva nel settore geotermico.
In particolare, tale patto parasociale, stipulato in occasione delle riforme del settore elettrico da parte
della Repubblica di El Salvador, prevedeva il diritto di Enel Produzione (ora EGP) di poter finanziare gli
investimenti di LaGeo imputando ad aumento capitale i pagamenti effettuati. Lo stesso patto prevedeva,
inoltre, l’obbligo di LaGeo di distribuire interamente gli utili della società.
Dopo le prime fasi di realizzazione delle centrali geotermiche in El Salvador, nel corso delle quali, in
ottemperanza alle pattuizioni parasociali la partecipazione di Enel Produzione (ora EGP) in LaGeo è salita
al 36,20%, LaGeo non ha più permesso a Enel Produzione (ora EGP) di finanziare, come previsto nel
patto parasociale, gli investimenti deliberati e conseguentemente di sottoscrivere eventuali aumenti di
capitale.
all’esecuzione in forma specifica degli obblighi previsti dal patto, ed in particolare la distribuzione degli
utili netti come dividendi, permettendo quindi ad EGP di finanziare i successivi investimenti di LaGeo e
sottoscrivere il corrispondente aumento di capitale nonché al risarcimento di danni per USD 30 milioni
oltre a interessi, tasse e spese legali o, in alternativa, (ii) a risarcire i danni quantificati complessivamente
in Dollari USD 264,2 milioni oltre ad interessi, tasse e spese legali.
Nel corso del giudizio INE si è costituita chiedendo l’estromissione di CEL ed un risarcimento danni a
carico di Enel Green Power per complessivi Dollari USD 100,3 milioni per gli asseriti danni provocati dalla
cattiva esecuzione dei lavori realizzati sino alla data della domanda a fronte degli investimenti finanziati
sino a quel momento dal Gruppo Enel.
Con decisione notificata alle parti in data 5 luglio 2011, il collegio arbitrale ha sancito il diritto di Enel
Green Power a finanziare gli investimenti di LaGeo, capitalizzando i relativi importi. Di conseguenza il
collegio arbitrale ha condannato INE a far si che, entro 30 giorni dalla notifica della decisione, Enel Green
Power fosse messa in condizione di partecipare ad un aumento di capitale di LaGeo sottoscrivendo circa 9
milioni di azioni per un controvalore di circa 127 milioni di dollari americani. In conseguenza di tale
decisione Enel Green Power sarebbe dovuta risultare titolare di circa il 53% del capitale sociale della
società.
291
Enel Produzione (ora EGP) ha dunque chiesto al collegio arbitrale di condannare INE e CEL (i)
Il collegio arbitrale ha, inoltre, condannato INE a far si che LaGeo distribuisse gli utili realizzati negli
esercizi 2008 e 2009 ed ha interamente respinto le domande di risarcimento danni presentate contro Enel
Green Power.
INE ha impugnato il provvedimento di fronte alla Corte di Appello di Parigi che, con decisione dell’8
gennaio 2013, ha confermato il lodo reso dagli arbitri.
La CEL ha quindi presentato ricorso per Cassazione avverso la sentenza della Corte di Appello di Parigi.
In data 16 settembre 2014 la Corte di Cassazione francese ha rigettato il ricorso di CEL e confermato la
pronuncia della Corte d’Appello di Parigi dell’8 gennaio 2013 che aveva a sua volta confermato il lodo
arbitrale.
Parallelamente, si è appreso da mezzi di stampa che un avvocato Salvadoregno (probabilmente collegato
al partito del Presidente della Repubblica, Funes) ha presentato alla Sala Administrativa della Corte
Suprema di El Salvador domanda di nullità del patto parasociale. Tale atto non è stato notificato a Enel
Green Power ma alla sola CEL. EGP ha chiesto di essere ammessa nel giudizio, con riserva di ripetizione
dei danni anche sulla base delle garanzie prestate dalla controparte in occasione della stipula del patto
parasociale.
Nel mese di luglio 2013, poiché il Parlamento Salvadoregno aveva approvato una legge che stabiliva
l’uscita dello Stato di El Salvador dalla Convenzione di Washington del 1965 che prevede per gli
investitori stranieri la possibilità di agire contro lo Stato davanti all’International Center for Settlement of
Investment Disputes (ICSID), prima che la predetta legge entrasse in vigore, EGP ha iniziato un nuovo
arbitrato davanti all’ICSID contro la Repubblica di El Salvador al fine di tutelare i propri diritti contro le
interferenze che il Governo locale stava ponendo in essere nei rapporti che intercorrevano tra EGP e CEL.
In pendenza di tale nuovo arbitrato, nel mese di novembre 2013, dopo varie anticipazioni di stampa, il
Procuratore della Repubblica di El Salvador ha depositato i risultati di un’inchiesta relativa alle vicende
che portarono all’acquisizione di LaGeo da parte del Gruppo Enel nel 2002. Una volta chiusa l’istruttoria,
la Procura della Repubblica ha convocato un’udienza istruttoria per vari numerosi funzionari pubblici che
parteciparono al processo di creazione di LaGeo e di messa in vendita di quote della società. Tra gli
indagati risultavano anche due ex dipendenti di EGP insieme all’avvocato che seguì l’operazione di
acquisizione.
Il provvedimento di convocazione all’udienza riguardava anche Enel Green Power El Salvador.
Il giudizio promosso dalla Procura della Repubblica sembrerebbe fondato su una fattispecie di peculato
nella quale i funzionari pubblici avrebbero commesso alcune violazioni delle leggi di El Salvador di cui EGP
In realtà tutte le circostanze dedotte dalla Procura della Repubblica sono già state valutate nel corso del
procedimento arbitrale internazionale condotto secondo le regole della camera di commercio
internazionale di Parigi; in tale ambito il collegio arbitrale ha riconosciuto i) l’infondatezza della
ricostruzione dei fatti operata da CEL (ed oggi ripresa dalla Procura della Repubblica) e ii) le ragioni di
EGP.
Si segnala inoltre che il Procuratore della Repubblica ha rinvenuto anche violazioni di legge nel fatto che
le concessioni in materia geotermica non sarebbero state affidate per legge ma con atto amministrativo.
Al riguardo, però, si deve rilevare che la decisione di permettere l’affidamento di queste concessioni solo
con legge si deve ad una sentenza della Corte Costituzionale intervenuta solo nel 2013. Ad ogni modo le
concessioni «operative» di Lageo vennero affidate con legge. Il giudice istruttore, a chiusura della prima
fase, non ha ritenuto i fatti dedotti certi o gravi e, pertanto, ha rigettato la richiesta di misure cautelari
del Procuratore della Repubblica.
Il Procuratore Generale della Repubblica di El Salvador ha presentato quindi appello contro il
provvedimento del giudice istruttore che aveva rigettato le domande cautelari nell’ambito del processo
penale per peculato. Il Giudice di appello ad aprile 2014 ha quindi stabilito, in riforma della prima
292
avrebbe asseritamente beneficiato.
decisione, che a fronte della continuazione della fase istruttoria andavano disposte misure cautelari, sia
pur commisurate alle prove esistenti al momento dell’emissione del provvedimento di sequestro. Tale
giudice ha, in particolare, stabilito che il sequestro chiesto ai responsabili civili andava fatto nei limiti di
quanto domandato agli imputati garantiti civilmente. Lo stesso giudice di appello ha, peraltro, ribadito la
necessità di effettuare regolarmente le notifiche ad Enel Green Power affinché le misure potessero esser
valide nei suoi confronti.
Il Tribunale di rinvio, investito del relativo giudizio su richiesta del Procuratore generale della Repubblica,
ha – ad avviso di Enel Green Power – ecceduto i limiti assegnati dal giudice di appello adottando il
provvedimento cautelare – anticipato attraverso la stampa locale - senza chiamare Enel Green Power in
giudizio ed ammettendo un sequestro nei confronti di Enel Green Power El Salvador S.A. de C.V. e di Enel
Green Power S.p.A. per un controvalore di 687 milioni di euro ciascuno. Tale decisione è stata assunta
senza permettere ad Enel Green Power di svolgere le sue difese in giudizio e malgrado i dipendenti per i
quali i responsabili civili sono chiamati a rispondere siano oggetto di un sequestro di soli 8 milioni di
dollari. Il valore del sequestro, inoltre, non ha alcuna attinenza con quello di LaGeo o degli asseriti danni
arrecati al sistema salvadoregno.
Enel Green Power, attesa l’illegittimità di questi nuovi provvedimenti e la chiara strategia delle autorità
del Paese contro i propri investimenti, ha chiesto al Tribunale arbitrale ICSID – nell’ambito del giudizio già
avviato a settembre del 2013 – di adottare una misura cautelare di sospensione della giurisdizione
salvadoregna sul caso.
In data 7 dicembre 2014 EGP e la Repubblica di El Salvador hanno sottoscritto un accordo quadro al fine
di definire i molteplici contenziosi relativi agli investimeni di EGP in LaGeo.
In base a quanto stabilito nel predetto accordo, nel mese di dicembre 2014, a seguito della revoca delle
misure cautelari su i beni di EGP in El Salvador, EGP ha, venduto a INE l’intera partecipazione posseduta
nel capitale sociale di LaGeo, corrispondente al 36.2 % del capitale sociale, dietro pagamento di un
corrispettivo pari a circa USD 280 milioni.
Secondo quanto previsto dall’accordo quadro, la risoluzione definitiva del contenzioso in essere con la
Repubblica di El Salvador e l’estinzione del procedimento arbitrale ICSID sono soggette all’avveramento
di determinate condizioni (estinzione delle azioni giudiziarie locali pendenti nei confronti di EGP e dei suoi
rappresentanti) che si sarebbero dovute verificare nel termine di sei mesi. In data 14 settembre 2015, a
seguito dell’avveramento delle citate condizioni, su richiesta delle parti, il Tribunale arbitrale ha emesso
Ministério Público do Estado de Mato Grosso contro Primavera Energia S.A.
Il 18 gennaio 2011 il Ministero Pubblico del Mato Grosso ha iniziato un’azione civile contro Primavera
Energia S.A. (Società del Gruppo Enel Green Power) lamentando danni all’ambiente derivanti dalla
carenza della predisposizione di misure idonee alla salvaguardia della fauna presente nel fiume dal quale
l’impianto idroelettrico di Primavera Energia deriva acqua.
Il Ministero Pubblico ha chiesto un ordine inaudita altera parte (“tutela anticipada”) per l’immediata
costruzione di una struttura idonea a salvaguardare la fauna ittica consistente nella realizzazione di un
opera idraulica che consenta il passaggio dei pesci all’altezza dello sbarramento della centrale idroelettica
o di altro simile strumento atto a tutelarne la sopravvivenza.
Il 1 febbraio 2011, l’ adita Corte ha disposto che nessuna tutela anticipatoria potesse essere resa prima
dell’instaurazione di un necessario contraddittorio tra le parti.
Instauratosi il contradditorio, in accoglimento alle eccezioni formulate da Primavera Energia, il giudizio è
stato rimesso alla giurisdizione della Corte Federale che, con decisione del 16 Gennaio 2013, ha rigettato
la richiesta di emissione dell’ordine di costruzione della predetta struttura.
Su richiesta del Ministero, la Corte Federale ha chiamato in causa anche il Governo Federale del Brasile.
293
un lodo dichiarando la risoluzione in via transattiva della controversia.
In data 22 maggio 2014 la Corte Federale ha invitato le parti a raggiungere un accordo ovvero richiedere
la fissazione di una udienza di conciliazione. Primavera Energia ha pertanto presentato un’istanza con la
quale ha invitato il Governo Federale Brasiliano a formulare una proposta transattiva.
Il 7 luglio 2015 Primavera Energia ha presentato una mozione allegando copia dell’opinione - espressa
dallo stesso Pubblico Ministero dello Stato del Mato Grosso in un’altra inchiesta civile avviata in seguito
alla denuncia presentata da un ex manager di EGP - che richiede la chiusura dell'indagine in
considerazione della mancanza di danni ambientali e del fatto che in base alle prove tecniche effettuate la
costruzione di una opera idraulica che consenta il passaggio dei pesci é irrealizzabile. Si é in attesa della
pronuncia della Corte Federale sul punto, ma comunque si stima che prima di 3 anni non si addiverrá ad
una sentenza di primo grado.
Arbitrato T&M Brasil Partecipaçồes Ltda
Nel mese di febbraio 2014 la società T&M Partecipaçồes Ltda ha presentato una domanda di arbitrato
presso la Camera FGV de Conciliação e Arbitragem nei confronti di Enel Green Power Cristal Eòlica S.A.,
Enel Green Power Primavera Eòlica S.A. e Enel Green Power São Judas Eòlica S.A. (Società Convenute).
Tale domanda ha ad oggetto il contratto di costruzione e di fornitura di materiali ed opere civili per la
realizzazione del parco eolico denominato Cristal stipulato in data 21 settembre 2012 (il Contratto).
In particolare T&M Partecipaçồes Ltda chiede: (i) il risarcimento dei danni e il rimborso delle spese
straordinarie sostenute a seguito dell’asserita illegittima risoluzione del contratto da parte di EGP; (ii) il
pagamento dei lavori eseguiti ma non ancora pagati e la restituzione delle somme trattenute in garanzia;
(iii) il pagamento delle perdite subite a seguito di modifiche degli ordini rispetto a quelli inizialmente
previsti nel Contratto. Il valore complessivo della domanda proposta da T&M Partecipaçồes Ltda è di
circa 20 milioni Real Brasiliani (pari a circa 6,5 milioni di euro).
Le Società Convenute si sono costituite in giudizio chiedendo, in via riconvenzionale, la condanna di parte
attrice e della controllante della stessa al risarcimento di danni per un valore complessivo di circa 30
milioni Real Brasiliani (pari a circa 10 milioni di euro) derivanti da inadempimenti contrattuali di diversa
natura. In data 29 settembre 2014 il Collegio Arbitrale, regolarmente costituito, ha rigettato la richiesta
di estensione del contraddittorio nei confronti della società controllante della T&M Partecipaçồes Ltda.
In data 1 gennaio 2015 T&M ha depositato presso il Collegio Arbitrale l’atto introduttivo e le Società
Convenute hanno depositato le proprie repliche.
Nel corso degli ultimi mesi del 2015 le parti si sono scambiate le proprie memorie difensive con le relative
Procedimento amministrativo cautelare e arbitrato Chucas
PH Chucas S.A (“Chucas”) é la societá di progetto costituita da Enel Green Power Costa Rica S.A. a
seguito dell’aggiudicazione di una gara bandita nel 2007 dall’Instituto Costaricence de Electricidad (“ICE”)
per la realizzazione di un impianto idroelettrico da 50 MW e la vendita dell’energia prodotta dalla centrale
alla stessa ICE in base ad un contratto build, operation and transfer (“BOT”). Tale schema contrattuale
prevede, da parte di Chucas, la costruzione, la gestione dell’impianto per 20 anni ed il successivo
trasferimento a ICE dello stesso.
In base al contratto BOT sottoscritto, l’impianto sarebbe dovuto entrare in operazione il 26 settembre
2014. Per diverse ragioni - tra queste inondazioni, frane, slittamento dei versanti della montagna – il
progetto ha subito un incremento dei costi e ritardi nella realizzazione, con conseguente ritardo nella
obbligazione di fornitura di energia.
In considerazione di ciò, Chucas ha presentato nel 2012 e nel 2013, in primo grado e in appello, istanza
amministrativa a ICE per il riconoscimento dei maggiori costi sostenuti e di una proroga per l’inizio
294
richieste istruttorie. Il procedimento è allo stato attuale nella fase istruttoria.
dell’entrata in esercizio dell’impianto. L’ICE ha rigettato tale istanza nel corso del 2015 ed ha anche
notificato due multe per circa 9 milioni di dollari relative ai ritardi nella messa in esercizio dell’impianto.
A seguito della richiesta cautelare di Chucas, il Tribunale amministrativo ha inizialmente concesso la
sospensione del pagamento. Il Tribunale ha successivamente revocato la misura cautelare su richiesta
dell’ICE. Avverso tale decisione, Chucas ha, dunque, presentato una richiesta di revocazione davanti al
Tribunale ed, in via sussidiaria, al Tribunal de Apelaciones. Il Tribunale ha rigettato la richiesta di
revocazione ed ha trasmesso il fascicolo al Tribunal de Apelación. Quest’ultimo, con decisione comunicata
il 23 luglio 2015, ha dichiarato di non essere competente a conoscere la questione per ragioni
procedurali. Il 24 luglio 2015 ICE ha, dunque, chiesto il pagamento di una delle multe, per circa 4,7
milioni di dollari. Chucas ha dunque presentato nuove richieste di misure cautelari ed il Tribunale ha
concesso la sospensione del pagamento della multa con provvedimento del 29 luglio 2015. L’ICE ha
proposto appello contro quest’ultimo provvedimento ed il 15 gennaio si é tenuta l’udienza di appello, nella
quale la Corte di Appello, rinvenendo errori processuali, ha rinviato il procedimento all’esame del
Tribunale affinché emetta un nuovo provvedimento, conservando l’efficacia della misura cautelare
provvisoria. É pertanto pendente la decisione sulla misura cautelare definitiva.
Inoltre, essendo stata respinta da ICE l’istanza amministrativa, in conformità a quanto previsto nel
contratto BOT, in data 27 maggio 2015, Chucas ha avviato un procedimento arbitrale di fronte alla
Cámara de Comercio Costarricense Norteamericana (AMCHAM CICA) al fine di ottenere il riconoscimento
dei maggiori costi sostenuti per la costruzione dell’impianto e dei ritardi nella realizzazione del progetto e
l’annullamento della multa comminata dall’ICE. In data 29 settembre 2015 si è costituito il Collegio
Arbitrale. Il procedimento è nella fase iniziale, Chucas ha depositato la sua domanda e ICE la sua replica;
il 27 gennaio Chucas ha presentato a sua volta la controreplica. Durante il primo quadrimestre del 2016
dovrebbero svolgersi le udienze arbitrali.
Inoltre, in data 3 ottobre 2015, in considerazione di una serie di violazioni di obblighi contrattuali (tra cui
il mancato rispetto del termine per la conclusione dei lavori) da parte del Consorzio FCC Construccion
America, S.A. e FCC Construccion SA (FCC) - incaricato della realizzazione di alcuni dei lavori
dell’impianto idroelettrico- Chucas ha notificato la risoluzione del contratto per inadempimento
procedendo anche all’escussione delle garanzie rilasciate in suo favore. Tuttavia, le garanzie non sono
state incassate in attesa della risoluzione di un procedimento cautelare avviato da FCC a Panama.
Successivamente, in data 27 ottobre 2015, FCC ha inviato a Chucas una “notice of dispute” per dare
controversia ed in parallelo ha presentato richiesta di arbitrato presso la Camera Arbitrale di Commercio
di Parigi. In data 25 gennaio 2016 il Presidente del Tribunale Arbitrale ha accettato la nomina e si é
costituito il collegio arbitrale. procedimento si trova nelle fasi preliminari.
Contenzioso Energia XXI Energias Renovaveis e Consultoria Limitada contro Enel Green Power
Espana
Nel 1999 ENERGIA XXI ha instaurato un procedimento arbitrale contro MADE (oggi Enel Green Power
Espana, “EGPE”) per asseriti danni subiti a seguito della risoluzione anticipata di un contratto di agenzia
per la vendita di aerogeneratori e impianti eolici in Portogallo e Brasile. Il 21 novembre 2000 il collegio
arbitrale ha stabilito che la risoluzione anticipata da parte di MADE è illegittima e pertanto ha ordinato a
quest’ultima di pagare i seguenti importi: (i) spese legali, (ii) la parte fissa del corrispettivo mensile per il
periodo ricompreso tra la data del 21 luglio 1999 (data di risoluzione del contratto) ed il 9 ottobre 2000
(data di scadenza del contratto), pari a circa 50.000 Euro, (iii) il lucro cessante da determinarsi con
riferimento alla mancata conclusione di contratti per almeno 15 MW di capacità.
A seguito del lodo arbitrale sono iniziati due diversi giudizi civili:
295
avvio al periodo di 30 giorni, previsto contrattualmente, per tentare una risoluzione amichevole delle
Il primo ricorso è stato presentato presso il Tribunal Judicial de Primera Instancia da MADE con cui chiede
l’annullamento del lodo. Attualmente è pendente il primo grado di giudizio a seguito del rinvio della Corte
di Appello (successivamente confermato dalla Corte di Cassazione in data 26 settembre 2013) che ha
accolto il ricorso di EGPE sull’ammissione delle istanze istruttorie. A seguito dell’escussione dei testi delle
due parti il Tribunale de Primera Instancia ha trattenuto la causa in decisione.
Il secondo ricorso è stato presentato il 9 maggio 2006 dinanzi al Tribunale Civile di Lisbona da ENERGIA
XXI con cui si chiede la condanna di EGPE al pagamento di quanto disposto dal lodo arbitrale (l’attuale
valutazione dei danni stabiliti dal lodo del 2000 è quantifica da ENERGIA XXI in 546 milioni di euro).
EGPE considera la causa infondata. Su istanza di EGPE il giudice ha sospeso il presente giudizio in attesa
di definizione del primo giudizio.
Contenzioso relativo a parchi eolici di EGPE in Spagna
Le autorizzazioni amministrative relative ai parchi eolici di Valdesamario e Peña del Gato, così come
quelle relative alle linee elettriche di alta tensione di Villameca e alle sottostazioni (SET) di Ponjos e
Villameca, sono state impugnate dall’organizzazione ambientalista SEO.
In particolare, con riferimento alla SET di Villameca, in data 25 ottobre 2012 il giudice di primo grado, in
accoglimento del ricorso presentato dalla SEO, ha annullato l’autorizzazione della Comunidad Autonoma
Castilla y Leon. La sentenza del giudice di primo grado è stata, tuttavia, successivamente annullata dalla
Corte d’Appello in data 29 settembre 2014.
Con riferimento al parco eolico di Peña del Gato, in data 30 settembre 2013 il Tribunale di primo grado ha
accolto le richieste della SEO di annullamento dell’autorizzazione della Comunidad Autonoma Castilla y
Leon. Avverso tale decisione EGPE ha proposto giudizio di appello dinanzi alla Corte Suprema. Con
sentenza notificata in data 28 luglio 2015 la Cassazione spagnola ha rigettato il ricorso di EGPE
confermando pertanto la sentenza di primo grado.
In data 28 settembre 2015 EGPE ha promosso ricorso dinanzi al Tribunal Superior de Justicia in Castilla y
Leon al fine di ottenere una pronuncia che accerti la corretta esecuzione di quanto stabilito nella sentenza
del 30 settembre 2013, anche in considerazione del fatto che i permessi ambientali sono stati modificati e
alla valutazione di impatto ambientale eseguita in ottemperanza a quanto stabilito nella sentenza del
Tribunale di primo grado. In data 23 dicembre 2015 il Tribunal Superior de Justicia in Castilla y Leon ha
rigettato il ricorso presentato da EGPE e in data 5 gennaio 2016 EGPE ha promosso appello avverso tale
decisione. Il giudizio di appello è allo stato pendente.
Tribunale di primo grado. La prima, in data 9 aprile 2013 ha annullato il permesso di costruire comunale.
EGPE ha prontamente impugnato tale sentenza. Il giudizio di appello è tuttora in corso. La seconda, in
data 21 marzo 2014, ha annullato l’autorizzazione della Comunidad Autonoma Castilla y Leon. Contro tale
decisione è pendente giudizio di appello dinanzi alla Corte Suprema. Entrambe le predette sentenze, nelle
more della definizione dei rispettivi giudizi di appello, non sono esecutive.
EGPE contro Ministero dell’Industria Energia e Turismo
In data 4 luglio 2014 EGPE ha impugnato dinanzi al Tribunale Superiore di Giustizia di Madrid il
provvedimento con cui il Ministero dell’Industria Energia e Turismo ha ritenuto di escludere gli impianti
eolici di Angosturas e Madroñales dal registro (denominato pre-registro de asignación de retribución) che
attribuisce alle società iscritte il diritto di ottenere incentivi alla produzione di energia elettrica.
Nel mese di aprile 2015 il Tribunale Superiore di Giustizia di Madrid ha rigettato il ricorso relativo
all’impianto eolico di Angosturas. In data 19 giugno 2015 EGPE ha pertanto promosso appello dinanzi alla
Corte Suprema avverso il predetto provvedimento del Tribunale Superiore di Giustizia di Madrid.
296
Infine, con riferimento al parco eolico di Valdesamario, sono intervenute due separate pronunce del
CIS e Interporto Campano
In data 4 dicembre 2009 e in data 4 agosto 2010 Enel Green Power S.p.A. ha stipulato rispettivamente
con Interporto Campano e con il Centro Ingrosso Sviluppo Camapania Gianni Nappi S.p.a. (“CIS”), un
contratto di locazione ultranovennale ed un contratto di superficie aventi ad oggetto i lastrici solari dei
capannoni industriali siti nel CIS e nell’Interporto Campano al fine di realizzare ed esercire un impianto
fotovoltaico.
In data 22 aprile 2011, durante la fase di realizzazione del predetto impianto, si è sviluppato un incendio
su uno dei capannoni di proprietà del CIS dove la ditta appaltatrice di Enel Green Power, la General
Membrane S.p.A., stava realizzando l’impianto.
Il CIS, per accertare le cause dell’incendio e per la valutazione dei danni, ha promosso un’azione di
accertamento tecnico preventivo dinanzi al Tribunale di Nola.
Il consulente tecnico nominato dal Tribunale ha depositato la perizia finale nella quale ha indicato che le
cause dell’incendio sono da attribuire probabilmente a fatto accidentale provocato dagli operai che
stavano lavorando sul capannone interessato dall’incendio. La perizia inoltre quantifica i danni diretti
subiti dal CIS in complessivi 3 milioni di euro.
In data 26 marzo 2012 si è sviluppato un secondo incendio su un altro dei capannoni di proprietà del CIS.
Primo Arbitrato
In data 3 novembre 2012 il CIS ha avviato il procedimento arbitrale previsto dall’art. 21 del contratto di
superficie stipulato con Enel Green Power. Con l’atto di accesso all’arbitrato, il CIS ha chiesto la condanna
di Enel Green Power S.p.A. al pagamento della somma di circa 7 milioni di euro in relazione al primo
incendio oltre ai danni all’immagine per un importo compreso tra 30 e 70 milioni di euro.
Il 5 aprile 2013 EGP si è costituita nel procedimento arbitrale proponendo una domanda riconvenzionale
di circa 44 milioni di euro sia per danni subiti dall’incendio del 22 aprile 2011 che da quello del 26 marzo
2012, nonché dall’illegittimo comportamento del CIS che, con il proprio comportamento ostruzionistico ha
ritardato i lavori di costruzione dell’impianto, impedendo a EGP di aggiudicarsi le tariffe incentivanti di
maggior favore.
Nell’ambito di detto procedimento EGP ha chiesto e ottenuto dal Collegio Arbitrale la nomina di un CTU
per accertare le responsabilità dell’incendio del 22 aprile 2011. Il CTU ha depositato la propria perizia nel
mese di dicembre 2013 e, all’udienza del 28 aprile 2014 le parti hanno precisato le proprie conclusioni.
Il lodo è stato depositato il 31 gennaio 2015.
La decisione del Collegio Arbitrale ha evidenziato un concorso di colpa di CIS e di EGP condannando EGP
risarcimento.
Per i danni subiti da EGP il Collegio ha dichiarato la responsabilità dell’impresa appaltatrice alla quale EGP
dovrà chiedere il risarcimento (vedi nota successiva su contenzioso con General Membrane).
Nel mese di novembre 2015 EGP ed il CIS hanno promosso appello principale avverso il lodo depositato in
data 31 gennaio 2015. Sia il CIS sia EGP hanno chiesto la dichiarazione di nullità del lodo (il CIS
limitatamente ad alcuni capi del dispositivo) e conseguentemente il risarcimento dei danni così come
quantificati in sede arbitrale.
Secondo Arbitrato
In data 23 maggio 2014 CIS e Interporto Campano hanno avviato un secondo procedimento arbitrale nei
confronti di EGP per chiedere la risoluzione del contratto di superficie e del contratto di locazione
ultranovennale stipulati rispettivamente in data 4 agosto 2010 e 4 dicembre 2009 oltre al risarcimento di
danni subiti a seguito di asseriti inadempimenti contrattuali da parte di EGP quantificati in circa 65 milioni
di euro di cui circa 35 milioni di euro per i costi dello smontaggio degli impianti fotovoltaici.
EGP in data 12 giugno 2014 si è costituita nel giudizio, eccependo preliminarmente l’incompetenza del
collegio arbitrale (ha rilevato infatti l’impossibilità di procedere con un unico Collegio a fronte di due
297
al pagamento in favore di CIS dell’importo di circa 2,5 milioni, pari alla metà dei danni ammessi al
distinti contratti che prevedono distinte obbligazioni) e, in caso di non accoglimento della predetta
eccezione, ha chiesto il rigetto delle domande attoree e, in via riconvenzionale, la condanna delle attrici al
risarcimento dei danni subiti pari a circa 40 milioni di euro di cui circa 26 milioni di euro per la perdita
delle tariffe incentivanti di maggior favore che sarebbero venute a scadere il 27 agosto 2012.
In data 4 settembre 2014 il Collegio Arbitrale si è costituito.
All’udienza del 12 gennaio 2015 il Collegio Arbitrale si è riservato in merito all’eccezione di incompetenza
ed ha concesso alle parti il termine del 30 gennaio 2015 per deposito note illustrative e alla sola EGP il
medesimo termine per il deposito di eventuali documenti.
In data 18 febbraio 2015, con lodo non definitivo, il Collegio Arbitrale ha rigettato l’eccezione di
incompetenza promossa da EGP. In data 8 ottobre 2015 è stato nominato un CTU. Il giudizio si trova
nella fase istruttoria.
Procedimenti cautelari
CIS e Interporto Campano, sostenendo che EGP non avesse ottemperato all’esecuzione dei lavori disposti
con Ordinanza Cautelare dal Tribunale di Nola del dicembre 2013, nel settembre 2014 hanno chiesto al
Tribunale l’emissione in via d’urgenza di un provvedimento per l’attuazione dei lavori.
Con tale ricorso CIS e Interporto hanno altresì chiesto che nelle more dell’esecuzione dei lavori venisse
disposta la disattivazione degli impianti fotovoltaici.
EGP si è costituita in giudizio e all’udienza del 9 ottobre 2014 il giudice ha nominato il consulente tecnico
al fine di verificare l’effettivo avanzamento dei lavori.
All’udienza del 23 dicembre 2014 il Giudice, su parere conforme del CTU ha accolto la richiesta formulata
in udienza da EGP di ridefinire il cronoprogramma dei lavori (provvedendo a disporre una disattivazione
concordata degli impianti limitatamente a quelle porzioni sulle quali venivano effettuati i lavori).
In data 6 marzo 2015 il Tribunale di Nola con ordinanza resa fuori udienza ha preso atto che sono venute
meno le esigenze cautelari e ha dichiarato cessata la materia del contendere.
Nel mese di agosto 2015 EGP ha promosso un giudizio per ottenere la modifica dell’ordinanza cautelare
del Tribunale di Nola che disponeva l’esecuzione di lavori di mitigazione del rischio incendio a carico di
EGP. In particolare con il ricorso EGP ha chiesto al Tribunale di Nola di obbligare CIS ed Interporto a
prestare idonea cauzione pari all’importo dei lavori in corso di esecuzione. Il Tribunale di Nola, nel mese
di agosto 2015, ha ritenuto che il ricorso di EGP era inammissibile. Tale pronuncia è stata confermata
anche in sede collegiale dallo stesso Tribunale nel mese di ottobre 2015.
al punto precedente)
Enel Green Power in data 1 marzo 2013 ha iniziato dinanzi al Tribunale Civile di Roma un giudizio contro
General Membrane, quale appaltatrice e mandataria del Raggruppamento Temporaneo delle imprese che
hanno realizzato la costruzione dell’impianto fotovoltaico presso il CIS, al fine di ottenere il risarcimento
dei danni subiti a seguito dell’incendio verificatosi in data 22 aprile 2011.
L’importo dei danni richiesto da EGP nell’ambito di detto procedimento è di circa 16 milioni di euro.
La società appaltatrice si è costituita in giudizio sostenendo di non avere responsabilità nell’evento
dannoso ed ha chiesto a EGP il pagamento di circa 9 milioni di euro a titolo di risarcimento danni.
Il giudice in data 12 febbraio 2015 ha rinviato la causa per precisazione delle conclusioni all’udienza del
28 febbraio 2017.
Ministero dell’Ambiente contro Enel Green Power S.p.A.
In data 18 febbraio 2014, Enel Green Power ha ricevuto dal Ministero dell’Ambiente e della Tutela del
Territorio e del Mare (il “Ministero”) un atto di citazione volto ad ottenere il risarcimento dei danni
298
Enel Green Power S.p.A. contro General Membrane (giudizio connesso al primo arbitrato di cui
all’ambiente a causa del mancato rilascio da parte degli impianti proprietà di EGP del c.d. Deflusso
Minimo Vitale del fiume Piave nel periodo 2002-2004.
La domanda di risarcimento è stata formulata genericamente in circa 13 milioni di euro.
La causa è stata promossa anche contro la società Enel Produzione S.p.A., proprietaria di alcuni asset
idroelettrici che attingono acqua dal medesimo fiume Piave, nonché nei confronti di alcuni dipendenti di
Enel Green Power ed Enel Produzione che, all’epoca dei fatti, si erano succeduti nella qualità di
Responsabili dell’esercizio e manutenzione delle Centrali idroelettriche interessate.
Nei confronti di tali dipendenti era stato promosso anche un giudizio penale che si è concluso nel maggio
del 2013 con l’assoluzione di tutti gli imputati da parte della Corte di Appello di Venezia.
All’udienza del 4 luglio 2014 il Tribunale ha rinviato la causa al 9 gennaio 2015 per adempimenti relativi
alla notifica degli atti.
A seguito della costituzione in giudizio di uno dei dipendenti di EGP il Tribunale Civile di Venezia ha
accolto la richiesta di chiamata in giudizio della compagnia assicurativa del Gruppo Enel ed ha rinviato la
prima udienza di comparizione delle parti al 10 aprile 2015. Con ordinanza del 2 novembre 2015 il
Tribunale, sciogliendo la riserva assunta all’udienza di ammissione di mezzi istruttori, ha disposto il rinvio
della causa per la precisazione delle conclusioni al 18 novembre 2016.
Bagnore 3
Nel mese di marzo 2015 il Forum Ambientalista ha presentato ricorso al TAR Toscana nei confronti della
Determinazione Dirigenziale con la quale la Provincia di Grosseto ha rilasciato ad Enel Green Power Spa
l’Autorizzazione Unica Ambientale relativa al rinnovo (ex artt. 269 e 281, co. 1, D.Lgs. 152/2006)
dell’autorizzazione alle emissioni in atmosfera originate dall’attività della centrale geotermoelettrica
denominata “Bagnore 3”.
Il ricorso è accompagnato dalla richiesta di sospensione cautelare degli effetti dei provvedimenti
impugnati.
Il TAR Toscana, con ordinanza del 17 aprile 2015, ha respinto la domanda cautelare di sospensione degli
effetti della citata autorizzazione, condannando l’associazione ricorrente anche al pagamento delle spese
di giudizio.
Il giudizio prosegue per il merito; l’udienza dovrà essere fissata.
Bagnore 4
al TAR Toscana chiedendo l’annullamento:
-
della delibera della Giunta della Regione Toscana con cui è stata dato giudizio positivo alla
valutazione di impatto ambientale (VIA) relativa alla costruzione ed esercizio della centrale
geotermica denominata Bagnore 4 nonché
-
della connessa e successiva Autorizzazione Unica rilasciata dalla Regione Toscana.
Con sentenza del 20 gennaio 2014, il TAR Toscana ha respinto il ricorso avverso la pronuncia positiva di
compatibilità ambientale dell’opera (VIA), mentre ha accolto il ricorso (nello specifico quello proposto dal
WWF Italia e Italia Nostra) avverso l’Autorizzazione Unica, che, per l’effetto, è stata annullata (in
particolare, il Giudice Amministrativo ha ritenuto che l’Autorizzazione Unica era stata rilasciata dalla
Regione senza aver verificato l’ottemperanza ad alcune prescrizioni previste dalla VIA).
Visto l’esito del giudizio, il 23 gennaio 2014 Enel Green Power ha inoltrato alla Regione Toscana
un’istanza per ottenere una nuova Autorizzazione Unica, chiedendo la verifica dell’ottemperanza nel
frattempo avvenuta alle contestate prescrizioni.
299
In data 22 novembre 2012 il WWF Italia, il Forum Ambientalista e Italia Nostra hanno presentato ricorso
Sulla base della verifica di tale ottemperanza effettuata in un’apposita Conferenza di Servizi, la Regione
Toscana ha rilasciato ad Enel Green Power una nuova Autorizzazione Unica e, quest’ultima, ha quindi
provveduto a costruire la nuova centrale, operativa dal dicembre 2014.
Nel mese di luglio 2014 il WWF Italia e il Forum Ambietalista hanno promosso appello avverso la sentenza
del TAR chiedendo in particolare la riforma della sentenza nella parte in cui ha respinto le censure
avverso la pronuncia di compatibilità ambietale dell’opera (VIA).
In data 26 agosto 2014 il Consiglio di Stato ha rigettato la richiesta di sospensione cautelare dell’efficacia
della sentenza di primo grado ed ha rinviato all’udienza del 10 marzo 2015 per la discussione della causa.
EGP, sostiene, in via pregiudiziale, che il ricorso sia inammissibile.
Con sentenza del 26 maggio 2015, il Consiglio di Stato ha dichiarato improcedibili gli appelli proposti dal
WWF, Forum Ambientalista e Italia Nostra contro la sentenza di primo grado del TAR Toscana.
Contenziosi Enel si
Enel.si ha effettuato, presso la Dogana di Piacenza, negli anni dal 2007 al 2012, importazioni di pannelli
fotovoltaici assolvendo l’IVA mediante applicazione dell’aliquota agevolata del 10%, prevista, per gli
impianti di produzione di energia elettrica da fonte fotovoltaica, al n. 127-quinquies della Tabella A –
Parte Terza allegata al D.P.R. n. 633/1972.
La Dogana di Piacenza, a seguito dell’attività di revisione delle bollette doganali d’importazione di pannelli
fotovoltaici, svolta ai sensi degli artt. 78, par. II, del Reg. CEE n. 2973/1992 e 11 del D.Lgs. n.374/1990,
ha notificato ad Enel.si n. 4 atti di irrogazioni sanzioni IVA nei confronti dello spedizioniere Bertola per
circa 8,7 milioni di euro, contrattualmente poste a carico di Enel.si. Con i predetti atti è stata contestata
l’applicazione dell’aliquota IVA agevolata del 10% nel presupposto che il pannello fotovoltaico non possa
essere considerato un impianto di produzione di energia elettrica da fonte fotovoltaica bensì un bene
finito. Gli atti sono stati tutti impugnati e la Commissione Tributaria Provinciale di Piacenza ha emesso per
ciascuno di essi sentenza favorevole alla Società (sentenze n. 63/01/2012, n. 2/01/2013, n. 42/01/13 e
n. 54/01/2015). Avverso tali sentenze, l’Agenzia delle Dogane di Piacenza ha promosso appello dinanzi
alla Commissione Tributaria Regionale di Bologna; Enel.si si è costituita in giudizio e, per il primo atto, la
Commissione Tributaria Regionale di Bologna ha emesso sentenza favorevole alla Società (sentenza n.
1576/14); per gli altri atti si è in attesa di giudizio. Avverso la sentenza favorevole alla Società della CTR,
l’Agenzia ha proposto ricorso in Cassazione e siamo in attesa di giudizio.
Nel mese di Aprile 2012 la Guardia di Finanza – Nucleo di Polizia Tributaria di Roma (Sezione Dogane e
oggetto il rispetto della normativa in materia doganale con riferimento agli acquisti, alle cessioni, alle
importazioni ed alle esportazioni in ambito nazionale, UE ed extra-UE per gli esercizi 2007/2012 (sino al
mese di aprile).
A fronte del verbale redatto dalla Guardia di Finanza a conclusione della predetta attività ispettiva,
l’Agenzia delle Entrate – Direzione Regionale del Lazio –ha notificato ad Enel.si 3 atti di contestazione di
sanzioni per errata applicazione dell’aliquota IVA agevolata del 10% ai pannelli fotovoltaici, atti riferiti alle
annualità oggetto di verifica e del valore complessivo di 16,5 milioni di euro. Gli atti sono stati impugnati
e per tutti e tre i ricorsi la Commissione Tributaria Provinciale di Roma ha emesso sentenza favorevole
alla Società (sentenze n. 928/13/15, n. 3158/06/15 e 7960/32/15). L’Agenzia delle Entrate – Direzione
Regionale del Lazio – ha presentato appello presso la Commissione Tributaria Regionale del Lazio avverso
le prime due sentenze.
La stessa Agenzia delle Entrate, per quanto constatato dalla Guardia di Finanza, ha altresì disconosciuto
la valenza fiscale dei costi sostenuti, nell’anno 2010, per l’acquisto di pannelli fotovoltaici da soggetti
residenti in paesi a fiscalità privilegiata e precisamente residenti in Svizzera ed Honk Kong, accertando un
300
Iva Intracomunitaria) ha aperto una verifica fiscale nei confronti della Società, avente principalmente ad
maggior reddito imponibile ai fini IRES ed IRAP per euro 5.210. 818,40; i relativi avvisi di accertamento
sono oggetto d’impugnazione presso la Commissione Provinciale di Roma.
A seguito del citato verbale della Guardia di Finanza la Dogana di Roma ha poi infine notificato ad Enel.si
un atto di irrogazione delle sanzioni, per complessivi 1,2 milioni di euro, impugnato presso la
Commissione Provinciale di Roma e per il quale è stata emessa sentenza favorevole n. 15397/46/15.
Enel.si ritiene che l’applicazione dell’aliquota IVA al 10% è pienamente legittimata dalla risposta
favorevole resa alla Società, nel corso del 2008, dall’Agenzia delle Entrate – Direzione Regionale del Lazio
– a specifica istanza di interpello. La Direzione Regionale del Lazio ha, infatti, espressamente confermato
l’applicabilità dell’aliquota IVA del 10%, sulla base di un accertamento tecnico reso dal Politecnico di
Milano, allegato alla detta istanza, con il quale è stata espressamente riconosciuta al modulo fotovoltaico
la natura di impianto di generazione di energia elettrica di piccola potenza e a bassa tensione. Ulteriore
conferma della correttezza dell’operato della Società è data dalle citate sentenze favorevoli della
Commissione Tributaria Provinciale di Piacenza, della Commissione Tributaria Regionale di Bologna e della
Commissione Tributaria Provinciale di Roma.
Dalla documentazione prodotta in fase di accertamento risultano altresì integrati i presupposti normativi
per la deduzione dei costi sostenuti per l’acquisto di pannelli fotovoltaici da soggetti residenti in paesi a
fiscalità privilegiata.
Ciò considerato, anche alla luce dell’interpello e delle richiamate pronunce favorevoli delle Commissioni
Tributarie, il rischio di soccombenza della Società connesso ai richiamati accertamenti allo stato deve
considerarsi “remoto”.
Enelpower do Brasil
Enelpower do Brasil è parte in un giudizio amministrativo avente ad oggetto i contributi PIS/COFINS per
un valore della causa pari a circa 54 milioni di Real brasiliani (circa 16,2 milioni di euro), il cui valore
attualizzato, compresi interessi e sanzioni, è pari a circa 71,3 milioni di Real brasiliani (circa 21,4 milioni
di euro). Enelpower do Brasil ha impugnato l’atto di accertamento (tax assessment) ottenendo una
riduzione provvisoria dei contributi PIS/COFINS. L’Autorità Amministrativa di secondo grado con sentenza
del giugno 2013, pubblicata il 1° ottobre 2013, ha confermato la riduzione dei contributi a 23 milioni di
Real brasiliani (circa 6,9 milioni di euro) -valore attualizzato pari a circa 32.6 milioni di Real brasiliani(9,8 milioni di euro).
-
per quanto concerne il PIS: definitiva cancellazione dell’ammontare dovuto pari a circa 12,7
milioni di Real brasiliani attualizzati (circa 3,8 milioni di euro);
-
per quanto concerne il COFINS:
-
la non esigibilità, per decorrenza del termine di prescrizione, dell’importo pari a circa 28
milioni di Real brasiliani attualizzati (circa 9 milioni di euro), importo relativo ai mesi
02/03, 03/03, 04/03, 06/03 e 08/03;
-
la debenza/esigibilità dell’importo di circa 32,6 milioni di Real brasiliani attualizzati (circa
9,8 milioni di euro), di cui circa 9,8 milioni di Real brasiliani (2,9 milioni di euro) a titolo di
sorte capitale e circa 22,8 milioni di Real brasiliani (circa 6,8 milioni di euro) per interessi
e sanzioni, importo relativo ai mesi 01/03, 05/03, 07/03, 09/03, 10/03, 11/03 e 12/03.
Alla fine del 2013 il Governo Federale Brasiliano, con la legge n. 12865/2013, ha riaperto i termini del
condono fiscale previsto dalla legge n. 1194/2009 (REFIS IV) per debiti tributari federali maturati prima
del 11/08. Nell’ambito dei debiti tributari federali rientrano anche la PIS e la COFINS.
301
In sintesi la sentenza prevede:
Tale condono consente: (i) la riduzione degli interessi e delle sanzioni; (ii) la compensazione degli
interessi e delle sanzioni di cui al precedente punto con le perdite fiscali pregresse e (iii) il pagamento
della sorte capitale in 180 mensilità senza applicazione di ulteriori interessi.
Enelpower Do Brasil in un’ottica prospettica impostata a mera prudenza e cautela ha usufruito della
riapertura dei termini del condono fiscale di cui alla citata legge n. 1194/2009 con riferimento alle
somme indicate nel precedente punto 2, b) ottenendo la riduzione degli interessi e delle sanzioni da circa
22,8 milioni di Real brasiliani (circa 6,8 milioni di euro) a circa 14,7 milioni di Real brasiliani (circa 4,4
milioni di euro), importo oggetto di compensazione con le perdite fiscali pregresse della società e
procedendo al versamento della prima rata pari a circa 54,4K Real brasiliani (circa 16,3K euro) calcolata
sulla sola sorte capitale pari a circa 9,8 milioni di Real brasiliani (circa 2,9 milioni di euro). L’onere
complessivo allo stato è quindi pari a 2,9 milioni di euro, rilevati integralmente nel 2013.
Per quanto riguarda le somme di cui al punto 2, a) che costituiscono il valore del contenzioso in essere
attualizzato, pari a circa 28 milioni di Real brasiliani (circa 9 milioni di euro), Enelpower Do Brasil non ha
aderito al condono in quanto il rischio di soccombenza è da considerarsi remoto.
50.
Fatti di rilievo intervenuti dopo la chiusura dell’esercizio 34
Enel Green Power cede partecipazioni minoritarie in due impianti eolici negli Stati Uniti
4 gennaio – Enel Green Power S.p.A. (“EGP”) ha annunciato che la sua controllata Enel Green Power
North America, Inc. (“EGPNA”) ha sottoscritto due accordi con GE Energy Financial Services, un’unità di
General Electric (NYSE: GE) per cedere il 24% delle sue partecipazioni “Class A” sia in Chisholm View
Wind Project, LLC, proprietaria del parco eolico da 235 MW di Chisholm View in Oklahoma, sia in Prairie
Rose Wind, LLC, proprietaria del parco eolico da 200 MW di Prairie Rose in Minnesota. Il corrispettivo
complessivo per le due operazioni è di circa 74 milioni di dollari statunitensi, che sono stati erogati al
completamento dell’accordo. Come risultato di queste operazioni, la partecipazione di EGPNA nelle due
società è ridotta al 51% dal precedente 75%, mentre la partecipazione di GE Energy Financial Services
(detenuta indirettamente attraverso EFS Chisholm e EFS Prairie Rose) si porta al 49% dal precedente
25%. A seguito della conclusione delle operazioni, le partecipazioni di maggioranza di EGPNA e quelle di
minoranza di GE Energy Financial Services in Chisholm View Wind Project, LLC e in Prairie Rose Wind,
LLC sono state poste sotto la joint venture EGPNA Renewable Energy Partners, LLC (EGPNA REP), il cui
responsabilità per la gestione ordinaria e le attività di operation and maintenance di questi asset.
La vendita di quote di minoranza a GE Energy Financial Services rientra nella strategia del Gruppo Enel
Green Power di gestione attiva del portafoglio facendo leva sulle attuali opportunità di crescita, in linea
con l’attuale piano industriale.
Enel Green Power al via il nuovo impianto fotovoltaico di Carrera Pinto in Cile
4 gennaio – Enel Green Power (“EGP”) ha completato e connesso alla rete i primi 20 MW dei 97 di
capacità installata del nuovo parco fotovoltaico di Carrera Pinto, nella regione di Atacama, in Cile.
I rimanenti 77 MW del parco, detenuto da Parque Solar Carrera Pinto S.A., una controllata di Enel Green
Power Chile Ltda, saranno completati ed entreranno in esercizio entro il secondo semestre del 2016.
Una volta in esercizio, l’intero impianto sarà in grado di generare oltre 260 GWh all’anno, equivalenti al
fabbisogno di consumo di circa 122 mila famiglie cilene, evitando così l’emissione in atmosfera di oltre
127 mila tonnellate di CO2 all’anno. La realizzazione di Carrera Pinto, che è parte degli investimenti
previsti dall’attuale piano industriale di EGP, richiede un investimento complessivo di circa 180 milioni di
34
Si segnala che la data di riferimento è relativa alla data del comunicato stampa.
302
51% è detenuto da Enel Green Power e il 49% da GE Energy Financial Services. EGPNA manterrà la
dollari statunitensi, finanziato attraverso risorse del Gruppo Enel Green Power e supportato da un
contratto a lungo termine di vendita dell’energia prodotta (PPA).
L’energia generata dall’impianto, situato a 60 chilometri dalla città di Copiapó, sarà consegnata alla rete
di trasmissione della regione centrale cilena SIC (Sistema Interconectado Central).
In Cile, Enel Green Power attualmente gestisce un portafoglio di impianti con una capacità complessiva
pari a circa 600 MW di cui 340 MW di eolico, 174 MW di solare e 92 MW di idroelettrico. Inoltre, la società
ha progetti in esecuzione per quasi 600 MW che, una volta completati, permetteranno al Gruppo Enel
Green Power di raggiungere nel Paese una capacità installata totale di circa 1.200 MW. Tra questi progetti
è inclusa la costruzione, in partnership con ENAP, di Cerro Pabellòn, il primo impianto geotermico del Sud
America con una capacità installata lorda di 48 MW.
L’assemblea approva il progetto di Integrazione in Enel
11 gennaio – L’Assemblea straordinaria di Enel Green Power S.p.A. (“EGP”) ha approvato la scissione
parziale non proporzionale di EGP in favore di Enel S.p.A. (la “Scissione”). Dopo lo svolgimento
dell’Assemblea di EGP, è stata convocata anche l’Assemblea di Enel S.p.A. (“Enel”) che, in sede
straordinaria, è stata chiamata a deliberare sulla Scissione. In particolare, l’Assemblea straordinaria di
EGP ha approvato, senza modifiche o integrazioni, il progetto di scissione (il “Progetto di Scissione”), che
prevede: - l’assegnazione da parte di EGP in favore di Enel del compendio scisso essenzialmente
rappresentato (i) dalla partecipazione totalitaria detenuta dalla stessa EGP in Enel Green Power
International B.V., holding di diritto olandese che detiene partecipazioni in società operanti nel settore
delle energie rinnovabili nel Nord, Centro e Sud America, in Europa, in Sudafrica e in India, e (ii) da
attività, passività, contratti e rapporti giuridici connessi a tale partecipazione (il “Compendio Scisso”); e il mantenimento in capo ad EGP di tutti i restanti elementi patrimoniali diversi da quelli che fanno parte
del Compendio Scisso (e quindi, essenzialmente, le attività italiane e le residue limitate partecipazioni
estere). Trattandosi di scissione non proporzionale, è previsto che (i) i soci di EGP diversi da Enel
concambino in azioni Enel tutte le azioni dagli stessi possedute in EGP e (ii) Enel concambi le azioni
corrispondenti alla sua partecipazione nel Compendio Scisso in azioni Enel, le quali verranno
contestualmente annullate ai sensi degli artt. 2504-ter, comma 2, e 2506-ter, comma 5, cod. civ. La
Scissione sarà realizzata sulla base di un rapporto di cambio pari a n. 0,486 azioni Enel di nuova
emissione per ciascuna azione EGP portata in concambio (il “Rapporto di Cambio”), senza conguagli in
denaro. Pertanto, alla data di efficacia della Scissione, per un verso EGP ridurrà il proprio capitale sociale
capitale a servizio della Scissione. In particolare, il capitale sociale di EGP sarà ridotto dagli attuali
complessivi Euro 1.000.000.000 a complessivi Euro 272.000.000. Enel, invece, emetterà massime n.
770.588.712 nuove azioni, aventi godimento regolare e valore nominale di 1 Euro ciascuna, destinate alle
minoranze azionarie di EGP in applicazione del Rapporto di Cambio. Alla data di efficacia della Scissione,
Enel risulterà quindi l’unico socio di EGP e le azioni EGP cesseranno di essere negoziate sul Mercato
Telematico Azionario organizzato e gestito da Borsa Italiana S.p.A. (“MTA”) e sul sistema elettronico di
negoziazione continua spagnolo (Sistema de Interconexión Bursátil, SIBE).
Diritto di recesso e diritto di vendita
Gli azionisti di EGP che non abbiano concorso all’approvazione della Scissione risultano legittimati ad
esercitare il diritto di recesso, ai sensi dell’art. 2437, comma 1, lett. a), cod. civ. (“Diritto di Recesso”)
ovvero il diritto di far acquistare le proprie azioni EGP da parte di Enel ai sensi dell’art. 2506-bis, comma
4, cod. civ. (“Diritto di Vendita”). Il Diritto di Recesso e il Diritto di Vendita potranno essere esercitati per
un valore di liquidazione unitario dell’azione EGP, determinato ai sensi dell’art. 2437-ter, comma 3, cod.
civ., pari a Euro 1,780 per ciascuna azione EGP, entro quindici giorni dalla data di iscrizione della
deliberazione di approvazione della Scissione presso il Registro delle Imprese di Roma. Ai sensi di legge,
303
in misura corrispondente al valore del Compendio Scisso e, per altro verso, Enel aumenterà il proprio
nel caso di esercizio del Diritto di Recesso e/o Diritto di Vendita, le relative azioni saranno rese
indisponibili dall’intermediario presso cui sono depositate sino al perfezionamento della Scissione.
Pertanto, successivamente all’esercizio di tali diritti, dette azioni non potranno costituire oggetto di atti di
disposizione da parte dell’azionista recedente. L’efficacia del Diritto di Recesso e del Diritto di Vendita e,
dunque, la relativa procedura di liquidazione delle azioni con pagamento del valore di liquidazione sopra
menzionato agli azionisti, sono subordinate al perfezionamento della Scissione.
L’assegnazione ai soci di EGP diversi da Enel delle azioni assegnate in concambio avverrà, in regime di
dematerializzazione e per il tramite degli intermediari autorizzati, a partire dalla data di efficacia della
Scissione, con i tempi e con le modalità che verranno rese note secondo la normativa vigente. Nessun
onere verrà posto a carico degli azionisti di EGP per le operazioni di concambio. Per informazioni di
dettaglio sulle modalità di assegnazione delle azioni Enel di nuova emissione agli azionisti di EGP, si rinvia
al documento informativo redatto congiuntamente dalle società partecipanti alla Scissione ai sensi
dell’art. 70, comma 6, del Regolamento Emittenti Consob – messo a disposizione del pubblico da EGP ed
Enel presso le rispettive sedi sociali, sui rispettivi siti internet (www.enelgreenpower.com e
www.enel.com), nonché presso il meccanismo di stoccaggio autorizzato “NIS-Storage”
(www.emarketstorage.com) – nonché alle informazioni che saranno tempestivamente rese note da EGP
con le modalità previste dalla normativa vigente. Agli azionisti EGP che alla data di efficacia della
Scissione deterranno, per il tramite di Iberclear, azioni EGP ammesse alla negoziazione presso il sistema
elettronico di negoziazione continua spagnolo (Sistema de Interconexión Bursátil, SIBE) sarà attribuita la
facoltà di vendere sul MTA, nel mese successivo alla data di efficacia della Scissione, le azioni Enel
ricevute in concambio, senza costi aggiuntivi derivanti dalla vendita su un mercato estero. A tal fine, Enel
ed EGP provvederanno a nominare un apposito intermediario (c.d. “entidad de enlace”). Al termine del
predetto periodo di un mese, i suddetti azionisti potranno acquistare o vendere le azioni Enel in Italia sul
MTA attraverso intermediari autorizzati, sostenendo i costi dell’operazione.
Condizione sospensiva
Il perfezionamento della Scissione è subordinato alla circostanza che il valore di liquidazione complessivo
delle azioni EGP per le quali dovessero essere validamente esercitati il Diritto di Recesso e/o il Diritto di
Vendita non sia superiore a 300 milioni di Euro. Tale condizione sospensiva si intenderà ugualmente
realizzata – anche in caso di superamento del predetto limite – qualora Enel, entro 60 giorni di calendario
dall’ultima delle iscrizioni presso il Registro delle Imprese di Roma delle odierne delibere assembleari di
EGP e di Enel in ordine alla Scissione, dichiari la sua intenzione di procedere all’acquisto delle azioni per le
Efficacia della Scissione
Gli effetti civilistici della Scissione decorreranno dall’ultima delle iscrizioni dell’atto di Scissione presso il
Registro delle Imprese di Roma, ovvero dalla eventuale data successiva che fosse indicata nell’atto
medesimo, ai sensi dell’art. 2506-quater cod. civ.. Dalla stessa data verranno imputate al bilancio di Enel
le operazioni afferenti il Compendio Scisso, con decorrenza degli effetti contabili e fiscali. È previsto che la
Scissione sia perfezionata, subordinatamente alla condizione sospensiva sopra indicata, entro la fine del
primo trimestre 2016.
Alla data di efficacia della scissione, Enel risulterà quindi unico socio di Enel Green Power e le azioni
cesseranno di essere negoziate sul mercato telematico azionario organizzato e gestito da Borsa Italiana
SpA e sul sistema elettronico di negoziazione continua spagnolo.
Al via i lavori di un nuovo impianto eolico negli Stati Uniti
15 gennaio – Enel Green Power S.p.A. (“EGP”) ha annunciato l’avvio ai lavori del nuovo impianto eolico di
Drift Sand, con una capacità di 108 MW, in Oklahoma. Il parco, detenuto da Drift Sand Wind Project, LLC,
una controllata di Enel Kansas, LLC posseduta da Enel Green Power North America, Inc. (“EGPNA”), sarà
304
quali sono stati esercitati i diritti di “exit” sopra indicati.
completato ed entrerà in esercizio entro la fine del 2016. Una volta operativo, l’impianto sarà in grado di
generare circa 480 GWh l’anno, sufficienti a soddisfare il fabbisogno energetico di più di 39 mila famiglie
statunitensi. La realizzazione di Drift Sand, che è parte degli investimenti previsti dall’attuale piano
industriale di EGP, richiede un investimento di circa 180 milioni di dollari statunitensi, finanziato
attraverso risorse del Gruppo Enel Green Power. L’energia prodotta e i relativi certificati verdi del
progetto saranno venduti attraverso un contratto di vendita a lungo termine (PPA).
Drift Sand è sito nella contea di Grady, in Oklahoma, uno stato dove EGPNA gestisce sei impianti eolici,
con una capacità totale di circa 1 GW.
Avvio dei lavori per il nuovo parco eolico in Brasile
20 gennaio - Enel Green Power (“EGP”) ha avviato i lavori per la costruzione dell’impianto eolico di
Delfina, situato nello stato di Bahia, nel nord est del Brasile. L’impianto, detenuto da cinque società
veicolo di proprietà di Enel Green Power Brasil Participações Ltda., avrà una capacità totale installata di
180 MW ed entrerà in esercizio entro la prima metà del 2017. Una volta completato Delfina sarà in grado
di generare oltre 800 GWh all’anno, equivalenti al fabbisogno di consumo annuale di 390 mila famiglie
brasiliane, evitando così l’emissione in atmosfera di più di 270 mila tonnellate di CO2.
La realizzazione dell’impianto, che è parte degli investimenti previsti dall’attuale piano industriale di EGP,
finanziato attraverso risorse del Gruppo Enel Green Power e supportato da un accordo a lungo
termine di vendita dell'energia prodotta (PPA).
Enel Green Power avvia la costruzione di un innovativo impianto fotovoltaico presso
l’osservatorio La Silla in Cile
11 febbraio – Enel Green Power ha avviato i lavori per la costruzione di un innovativo impianto
fotovoltaico da 1,7 MW a La Silla, nel nord del Cile, che fornirà energia ‘a zero emissioni’ all’omonimo
osservatorio astronomico. Il progetto fotovoltaico e l'osservatorio si trovano su una montagna vicino a La
Higuera, una città nella regione di Coquimbo nella periferia del deserto di Atacama, 600 km a nord della
capitale Santiago. Per la realizzazione dell’impianto fotovoltaico, prevista per il primo semestre del 2016,
EGP investirà circa 3,4 milioni di dollari statunitensi. L’impianto fotovoltaico di La Silla utilizzerà pannelli
di ultima generazione, che includono moduli bifacciali e smart. I moduli smart contengono un microchip
che ottimizza la produzione di ogni pannello, permettendo di fornire energia alla rete indipendentemente
malfunzionamento di un pannello può influenzare la produzione degli altri. I moduli bifacciali catturano
l’energia solare da entrambi i lati del pannello a differenza di quelli tradizionali che sono in grado di
catturare l’energia solo da un lato.
La Silla sarà il primo impianto fotovoltaico di taglia industriale al mondo che combinerà l’utilizzo di moduli
bifacciali e smart con quelli convenzionali per testare nello stesso sito le performance delle tecnologie
innovative rispetto a quelle dei pannelli convenzionali. Si prevede che l’utilizzo dei pannelli innovativi
possa aumentare la potenza di generazione tra il 5% e il 10% rispetto a un tradizionale impianto
fotovoltaico della stessa taglia. Il nuovo parco, supportato da un contratto di vendita a lungo termine
(PPA) con l’osservatorio astronomico di La Silla, consegnerà l’energia prodotta al Sistema Centrale
Interconnesso del Cile (SIC).
Una volta operativo, l’impianto fotovoltaico sarà in grado di generare circa 4,75 GWh all’anno, equivalenti
al fabbisogno energetico di quasi 2.000 famiglie e a più del 50% dei consumi annuali dell’osservatorio.
L’energia generata da La Silla eviterà l’emissione in atmosfera di oltre 2.000 tonnellate di CO2.
L'osservatorio di La Silla è dotato di diversi telescopi ottici con diametro dello specchio fino a 3,6 metri.
La struttura fa parte della European Southern Observatory (ESO1), preminente organizzazione di ricerca
305
da eventuali anomalie che interessino altri pannelli; a differenza dei moduli convenzionali, dove il
astronomica intergovernativa. ESO sta portando avanti un programma ambizioso dedicato alla
progettazione, costruzione e gestione di potenti strutture astronomiche di osservazione a terra, per
consentire importanti scoperte scientifiche. Oltre a La Silla, ESO possiede gli osservatori Paranal e
Chajnantor, anch’essi situati nel deserto di Atacama.
Enel Green Power si aggiudica una gara ed entra nel mercato peruviano
18 febbraio – Enel Green Power ("EGP"), attraverso la sua controllata Enel Green Power Perù, si è
aggiudicata il diritto a stipulare contratti ventennali di fornitura di energia per 126 MW di eolico, 180 MW
di fotovoltaico (180 MW in corrente continua equivalenti a circa 144 MW in corrente alternata) e 20 MW di
idroelettrico a seguito della gara per le energie rinnovabili indetta dal governo peruviano attraverso il
regolatore di energia OSINERGMIN. Con 326 MW aggiudicati nella gara, EGP diventerà entro il 2018 il
principale operatore di rinnovabili in Perù e l'unica azienda ad operare con impianti in tre diverse
tecnologie rinnovabili nel Paese. Per la costruzione degli impianti, la cui entrata in esercizio è prevista
entro il 2018, EGP investirà circa 400 milioni di dollari statunitensi, in linea con gli investimenti delineati
nel piano strategico attuale della società. I contratti di fornitura ventennale aggiudicati ad EGP prevedono
la vendita di volumi specifici dell’energia prodotta dagli impianti.
Il progetto eolico di Nazca, con una capacità installata totale di 126 MW, sarà costruito nel distretto di
Marcona, nella zona costiera meridionale del Perù, più precisamente nel dipartimento di Ica, un’area ad
elevata ventosità. Una volta completato Nazca genererà circa 600 GWh ogni anno, evitando l'emissione in
atmosfera di quasi 370 mila tonnellate di CO2. Il progetto fotovoltaico Rubi da 180 MW sarà costruito nel
distretto di Moquegua, nella zona meridionale del Perù, più precisamente nel dipartimento di Moquegua,
una zona che gode di alti livelli di radiazione solare. Una volta in esercizio, l'impianto produrrà circa 440
GWh all'anno, evitando l'emissione in atmosfera di quasi 270 mila tonnellate di CO2.
Il progetto idroelettrico Ayanunga, la cui capacità è pari a circa 20 MW, sarà costruito nel distretto di
Monzón, che si trova nella zona centrale del Perù, più precisamente nel dipartimento di Huànunco. Una
volta in esercizio, l'impianto produrrà annualmente circa 140 GWh, evitando l'emissione in atmosfera di
quasi 109 mila tonnellate di CO2. Il Perù ha un vasto potenziale rinnovabile, ancora in gran parte non
utilizzato. La gara rientra nell’impegno del Paese di diversificare il mix energetico, aumentando la quota
di energia rinnovabile dall'attuale 2% fino al 5% entro il 2018, in linea con gli obiettivi fissati dal decreto
legislativo 1002 del 2008.
18 febbraio – Enel S.p.A. (“Enel”) ed Enel Green Power S.p.A. (“EGP”) comunicano che, sulla base dei
riscontri effettuati, il diritto di recesso e il diritto di vendita derivanti dall’operazione di scissione parziale
non proporzionale di EGP in favore di Enel (la “Scissione”) sono stati validamente esercitati per
complessive n. 16.406.123 azioni ordinarie EGP (le “Azioni”), per un valore di liquidazione unitario di Euro
1,780 ciascuna, e, quindi, per un controvalore totale pari a circa 29,2 milioni di Euro. Le Azioni
rappresentano circa lo 0,33% del capitale sociale di EGP. L’indicato controvalore totale delle Azioni è,
pertanto, inferiore alla soglia di 300 milioni di Euro, posta come condizione sospensiva per il
perfezionamento della Scissione. Si ricorda che il diritto di recesso e il diritto di vendita potevano essere
esercitati entro il 29 gennaio 2016 dai soli azionisti di EGP che non avessero concorso all’approvazione
della Scissione da parte dell’Assemblea straordinaria tenutasi in data 11 gennaio 2016. Le azioni saranno
offerte in opzione e in prelazione agli azionisti di EGP, ai sensi dell’art. 2437-quater del codice civile, dal
19 febbraio 2016 al 21 marzo 2016, estremi compresi. Le modalità e i termini dell’offerta in opzione e in
prelazione saranno descritti nell’apposito avviso che in data odierna sarà pubblicato nel meccanismo di
stoccaggio autorizzato “NIS-Storage” (www.emarketstorage.com) e sul sito internet di EGP
(www.enelgreenpower.com), In data 19 febbraio 2016 il medesimo avviso sarà depositato presso il
306
Integrazione di Enel Green Power in Enel: risultati del recesso e della vendita di azioni EGP
Registro delle Imprese di Roma e pubblicato sui quotidiani “Il Sole 24 Ore” e “Milano Finanza”. Enel ha
dichiarato la propria intenzione di esercitare integralmente il diritto di opzione per l’acquisto della quota di
azioni di propria spettanza e di esercitare il diritto di prelazione su tutte le azioni che dovessero rimanere
inoptate ai sensi dell’art. 2437-quater, terzo comma, del codice civile. L’efficacia dell’esercizio del diritto
di recesso e del diritto di vendita e, dunque, la procedura di liquidazione delle Azioni, nonché il
perfezionamento dell’offerta in opzione e in prelazione sono subordinati al completamento della Scissione,
previsto entro la fine del primo trimestre del 2016.
Enel Green Power con Nareva e Siemens miglior offerente per 850 MW di capacità in Marocco
10 marzo – Enel Green Power (“EGP”), in consorzio con la società energetica marocchina Nareva Holding
("Nareva") e il produttore tedesco di turbine eoliche Siemens Wind Power, si è aggiudicata la qualifica di
miglior offerente (“preferred bidder”) nell’ambito della gara “2nd phase wind integrated project" indetta
dalla utility marocchina ONEE (Office National de l'Electricité et de l'Eau Potable). Al consorzio è stato
preassegnato il diritto di sviluppare, progettare, finanziare, costruire, gestire e manutenere cinque
progetti eolici in Marocco con una capacità installata totale di 850 MW. L’assegnazione sarà confermata
successivamente alla firma dei contratti di vendita dell’energia generata dai parchi. Dei cinque progetti,
Midelt (150 MW), Tanger (100 MW) e Jbel Lahdid (200 MW) si trovano nel nord del Marocco, mentre
Tiskrad (300 MW) e Boujdour (100 MW) sono ubicati nel sud del Paese.
EGP e Nareva costituiranno e deterranno la proprietà di cinque società di scopo (SPV) proprietarie dei
progetti. Siemens Wind Power fornirà le turbine eoliche con diversi componenti prodotti localmente.
La costruzione dei cinque impianti richiederà un investimento totale di circa 1 miliardo di euro. EGP
finanzierà il costo del progetto corrispondente alla propria partecipazione azionaria (50%) attraverso una
combinazione di equity e debito, quest’ultimo mediante project finance facilities erogate da istituzioni
finanziarie internazionali. L’investimento di EGP è in linea con gli obiettivi di crescita fissati nell’attuale
piano industriale della società (2016-2019). I parchi eolici dovrebbero essere completati ed entrare in
funzione tra il 2017 e il 2020. In linea con quanto stabilito dalla gara, l'energia generata dai cinque parchi
eolici sarà venduta a ONEE attraverso contratti di acquisto ventennali. Una volta completati, i cinque
impianti contribuiranno a soddisfare la crescente domanda di energia del Marocco e l'obiettivo del Paese
di incrementare la potenza prodotta da fonti rinnovabili. Le rinnovabili attualmente rappresentano circa il
32% del mix di generazione del Marocco e il Paese mira ad aumentare questa percentuale al 42% entro il
307
2020, e al 52% entro il 2030.
Attestazione
dell’Amministratore Delegato
e del Dirigente preposto alla
redazione dei documenti
contabili societari
Attestazione dell’Amministratore Delegato e del
Dirigente preposto alla redazione dei documenti
contabili societari relativa al bilancio consolidato del
Gruppo Enel Green Power al 31 dicembre 2015, ai sensi
dell’art. 154-bis, comma 5, del Decreto Legislativo 24
febbraio 1998, n. 58 e dell’art. 81-ter del Regolamento
Consob 14 maggio 1999, n. 11971
1. I sottoscritti Francesco Venturini e Giulio Antonio Carone, nella qualità rispettivamente di
Amministratore Delegato e di Dirigente preposto alla redazione dei documenti contabili societari di
Enel Green Power S.p.A. attestano, tenuto anche conto di quanto previsto dall’art. 154-bis, commi 3
e 4, del Decreto Legislativo 24 febbraio 1998, n. 58:
a) l’adeguatezza in relazione alle caratteristiche del Gruppo Enel Green Power e
b) l’effettiva applicazione
delle procedure amministrative e contabili per la formazione del bilancio consolidato del Gruppo Enel
Green Power, nel corso del periodo compreso tra il 1° gennaio 2015 ed il 31 dicembre 2015.
2. Al riguardo si segnala che:
a) l’adeguatezza delle procedure amministrative e contabili per la formazione del bilancio consolidato
del Gruppo Enel Green Power è stata verificata mediante la valutazione del sistema di controllo
interno sull’informativa finanziaria. Tale valutazione è stata effettuata prendendo a riferimento i
criteri stabiliti nel modello “Internal Controls - Integrated Framework” emesso dal “Committee of
Sponsoring Organizations of the Treadway Commission (COSO);
b) dalla valutazione del sistema di controllo interno sull’informativa finanziaria non sono emersi
aspetti di rilievo.
3. Si attesta inoltre che il bilancio consolidato del Gruppo Enel Green Power al 31 dicembre 2015:
a.
è redatto in conformità ai principi contabili internazionali applicabili riconosciuti nella Comunità
Europea ai sensi del regolamento (CE) n. 1606/2002 del Parlamento Europeo e del Consiglio, del
19 luglio 2002;
b. corrisponde alle risultanze dei libri e delle scritture contabili;
c.
è idoneo a fornire una rappresentazione veritiera e corretta della situazione patrimoniale,
4. Si attesta infine che la relazione sulla gestione, inserita nella Relazione Finanziaria Annuale 2015 e
che correda il bilancio consolidato del Gruppo Enel Green Power al 31 dicembre 2015 comprende
un’analisi attendibile dell’andamento e del risultato della gestione, nonché della situazione
dell’emittente e dell’insieme delle imprese incluse nel consolidamento, unitamente alla descrizione dei
principali rischi e incertezze cui sono esposti.
Roma, 21 marzo 2016
Francesco Venturini
Giulio Antonio Carone
Amministratore Delegato di Enel Green Power
Dirigente preposto alla redazione dei
S.p.A.
documenti contabili societari di Enel Green
Power S.p.A.
Relazione Finanziaria Annuale al 31 Dicembre 2015 – Attestazione dell’ Amministratore Delegato e del Dirigente
Preposto
309
economica e finanziaria dell’emittente e dell’insieme delle imprese incluse nel consolidamento.
Bilancio di esercizio
Prospetti contabili
Conto Economico
Euro
Note
2015
di cui con
parti correlate
2014
di cui con
parti correlate
Ricavi e proventi
5
946.483.431
842.234.916
870.556.093
870.544.746
6
310.876.311
288.382.939
608.492.636
340.519.581
(Subtotale) 1.257.359.742
1.479.048.729
Costi
Acquisto di energia elettrica
7
39.301.732
38.208.346
37.100.288
37.086.214
8
396.296.283
157.696.889
259.304.227
134.224.127
Costo del personale
9
187.712.116
-
146.557.162
10
286.900.486
11
83.957.094
Costi per lavori interni capitalizzati
12
(25.514.952)
(30.426.743)
(Subtotale)
968.652.759
784.485.376
13
Utile operativo
(16.059.045) (16.059.045)
272.647.938
74.049.185
2.514
74.049.185
768.612.538
Proventi da partecipazioni
Proventi/(Oneri) finanziari netti da
contratti derivati
14
15
(66.946.834) (66.946.834)
(16.427.201) (16.427.201)
Altri proventi/(Oneri) finanziari netti
16
(19.187.335)
(94.932.347) (77.437.131)
(Subtotale)
(77.658.521)
Imposte
17
18
8.475.648
68.611.115
8.475.648
11.274.474
38.576.283
(72.783.265)
194.989.417
695.829.273
(102.532.976)
(260.457.047)
92.456.441
435.372.226
-
(4.335.025)
92.456.441
431.037.201
Relazione Finanziaria Annuale al 31 dicembre 2015 – Bilancio di Esercizio
38.576.283
311
Proventi/(Oneri) netti da contratti su
303.339.327
6.166
Prospetto dell’utile complessivo rilevato nell’esercizio
Euro
2015
2014
92.456.441
431.037.201
(209.128)
(2.845.985)
(209.128)
(2.845.985)
Rimisurazione delle passività per piani a benefici definiti
Altre componenti di Conto economico complessivo che non saranno
successivamente riclassificate
nell’utile/(perdita) dell’esercizio (a)
Utili/(Perdite) su derivati cash flow hedge
Altre componenti di Conto economico complessivo che saranno successivamente
riclassificate
nell’utile/(perdita) dell’esercizio (b)
(12.466.898)
(20.000.965)
(12.466.898)
(20.000.965)
Utile/(Perdita) dell’esercizio rilevato direttamente a patrimonio netto
(al netto dell’effetto fiscale) (a+b)
(12.676.026)
(22.846.950)
79.780.415
408.190.251
Totale utile rilevato nell’esercizio
312
Altre componenti di Conto economico complessivo:
Stato Patrimoniale
Euro
Note
ATTIVITÀ
al 31.12.2015
di cui con
parti correlate
al 31.12.2014
di cui con
parti correlate
19
4.676.136.059
-
4.847.103.496
-
20
31.617.724
-
28.125.101
-
Avviamento
21
6.370.310
-
6.370.310
-
Attività per imposte anticipate
22
140.464.032
-
136.035.609
-
Partecipazioni
23
5.458.249.423
-
4.592.561.676
-
Derivati
24
2.098.792
2.098.792
2.268.421
2.268.421
25
154.577.167
151.841.112
27.208.189
24.655.532
26
9.837.652
2.711.841
8.690.825
2.766.078
(Totale)
10.479.351.159
9.648.363.627
Rimanenze
27
33.296.965
-
89.045.755
-
Crediti Commerciali
28
412.671.953
331.640.643
358.426.735
328.680.940
Crediti per imposte sul reddito
29
80.950.980
75.358.872
2.625.243
433
Derivati
24
6.158.697
6.158.697
10.539.952
10.539.952
30
16.064.182
15.815.070
792.979.731
792.690.078
31
157.983.258
112.207.647
208.893.324
118.238.011
32
10.047.777
-
19.020.067
-
(Totale)
TOTALE ATTIVO
717.173.812
1.481.530.807
11.196.524.971
11.129.894.434
313
Attività correnti
Euro
Note
al 31.12.2015
di cui con
parti correlate
al 31.12.2014
di cui con
parti correlate
Capitale sociale
1.000.000.000
-
1.000.000.000
-
Altre riserve
4.629.995.266
-
4.642.735.941
-
Utili e perdite accumulate
1.095.239.874
-
824.202.673
-
92.456.441
-
431.037.201
-
PATRIMONIO NETTO E PASSIVITÀ
TOTALE PATRIMONIO NETTO
33
6.817.691.581
6.897.975.815
34
1.880.177.471
1.200.000.000
1.956.298.130
1.200.000.000
35
32.099.324
-
39.219.189
-
Fondo rischi ed oneri
36
121.007.313
-
60.256.528
-
22
7.154.975
-
9.475.171
-
Derivati
24
43.436.263
40.955.287
51.924.721
47.909.736
44.550.144
-
55.328.890
-
37
(Totale)
2.128.425.490
2.172.502.629
Quote correnti dei finanziamenti a
lungo termine
34
1.749.326.824
1.749.314.903
1.567.883.542
1.562.406.998
34
76.140.844
-
55.089.067
-
Quote correnti dei fondi a lungo
termine e fondi a breve termine
36
23.595.975
-
16.251.888
-
Debiti commerciali
38
256.100.002
132.332.974
247.129.469
122.259.342
Debiti per imposte sul reddito
39
-
-
30.844.325
30.527.563
Derivati
24
26.068.462
11.524.592
5.171.413
5.171.413
40
29.489.114
28.025.563
30.202.287
27.532.916
89.686.679
8.978.851
106.843.999
5.946.308
42
(Totale)
TOTALE PASSIVITÀ
TOTALE PATRIMONIO NETTO E
PASSIVITÀ
2.250.407.900
2.059.415.990
4.378.833.390
4.231.918.619
11.196.524.971
11.129.894.434
314
Passività correnti
Prospetto delle variazioni del patrimonio netto (Nota 33)
Euro
Al 31 dicembre 2013 restated
Capitale sociale
Riserva legale
Riserva di
rivalutazione
1.000.000.000
200.000.000
137.963.823
Riserve da
valutazione
strumenti
finanziari CFH
Rimisurazione
delle passività
per piani a
benefici definiti
(5.447.523)
(4.730.356)
Altri Movimenti
Altre riserve
Utile/(perdite)
accumulate
Utile
dell'esercizio
Totale
patrimonio
netto
4.335.834.785
694.360.826
289.841.848
6.647.823.403
1.962.162
(1)
1.962.161
Riparto Utile 2013
Distribuzione dividendi
Utili portati a nuovo
129.841.848
Utile/(Perdita) complessivo rilevato
nell'esercizio
Utili e perdite rilevati direttamente a patrimonio
netto
(20.000.965)
1.000.000.000
200.000.000
137.963.823
(25.448.488)
(160.000.000)
(129.841.848)
-
(22.846.950)
(2.845.985)
Al 31 dicembre 2014
(160.000.000)
(7.576.341)
4.337.796.947
824.202.673
431.037.201
431.037.201
431.037.201
6.897.975.815
(160.000.000)
(160.000.000)
(271.037.201)
-
Distribuzione dividendi
Utili portati a nuovo
271.037.201
Utile/(Perdita) complessivo rilevato
nell'esercizio
Utili e perdite rilevati direttamente a patrimonio
netto
(12.466.898)
(209.128)
(64.649)
(37.915.386)
(7.785.469)
4.337.732.298
(12.740.675)
Al 31 dicembre 2015
1.000.000.000
200.000.000
137.963.823
1.095.239.874
92.456.441
92.456.441
92.456.441
6.817.691.581
315
Riparto Utile 2014
Rendiconto Finanziario
Euro
Note
Utile/(Perdita) prima delle imposte
discontinued operations
2015
di cui con
parti correlate
2014
194.989.417
695.829.273
-
(4.335.025)
286.900.486
301.507.795
95.888.484
18.289.397
di cui con
parti correlate
Rettifiche per:
Dividendi incassati da società
controllate, collegate e altre imprese
Imposte pagate
Flusso di cassa da attività
operativa (a)
Investimenti in immobili, impianti e
macchinari
Investimenti in attività immateriali
Disinvestimenti in attività materiali e
immateriali
10
14
28, 38
(8.475.648)
(8.475.648)
(38.576.283)
(38.576.283)
86.064.257
55.672.360
111.359.547
93.864.332
6.599.559
2.172.172
(207.599.680)
(207.599.680)
661.966.555
876.475.024
-
4.335.025
(34.670.323)
(28.209.021)
55.748.790
(42.708.359)
(47.027.371)
7.113.930
(34.009.448)
38.643.632
(144.288.867)
(93.790.645)
(166.759.122)
5.234.195
35.691.335
14
(24.859.563)
8.462.848
8.462.848
37.416.367
37.416.367
(202.678.226)
(180.898.803)
(204.193.612)
(129.599.505)
333.204.741
413.152.266
19
(237.802.572)
(268.654.680)
20
(14.245.618)
(16.031.964)
19, 20
-
-
Investimenti in partecipazioni
23
(661.506.767)
(661.506.767)
411.332.773
411.332.773
Rimborsi di partecipazioni
23
102.536.688
102.536.688
(652.454.710)
(652.454.710)
Cessioni di partecipazioni
Flusso di cassa da attività di
investimento (b)
Nuove emissioni/(rimborsi) di debiti
finanziari a lungo termine
Rimborsi ed altre variazioni nette di
debiti/(crediti) finanziari
23
-
223.679.073
(811.018.270)
(302.129.508)
(55.068.882)
(33.230.984)
Altre variazionii
Dividendi pagati
Flusso di cassa da attività di
finanziamento (c)
- di cui discontinued operations
Incremento/(Decremento)
disponibilità liquide e mezzi
i l
i liquide
(
b e )mezzi
Disponibilità
equivalenti all'inizio dell'esercizio
Disponibilità liquide e mezzi
equivalenti alla fine dell'esercizio
34
25, 30,
34
25, 30,
34
33
683.910.121
683.910.121
(559.926.688)
(559.926.688)
-
-
652.454.710
652.454.710
(160.000.000)
(109.261.649)
(160.000.000)
(109.261.649)
468.841.239
(100.702.962)
-
(8.835.025)
(8.972.290)
10.319.796
32
19.020.067
8.700.271
32
10.047.777
19.020.067
316
Accantonamenti ai fondi rischi ed
oneri e TFR e altri benefici ai
dipendenti
Dividendi da società controllate,
collegate e altre imprese
(Proventi)/Oneri finanziari netti da
contratti derivati e altri oneri
finanziari netti
(Plusvalenze)/Minusvalenze e altri
elementi non monetari
Flusso di cassa generato da attività
operativa
i
d ll
i i id l
i l
- di cui discontinued operations
Incremento/(Decremento) fondi
rischi e oneri e TFR e altri benefici ai
dipendenti
(Incremento)/ Decremento di
rimanenze
(Incremento)/ Decremento crediti e
debiti commerciali
(Incremento)/ Decremento di altre
attività/passività correnti e non
correnti
Interessi attivi (passivi) e altri
proventi/(oneri) finanziari
incassati/(pagati)
Note di commento
1. Forma e contenuto del bilancio
Enel Green Power Spa, che opera nel settore della produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili, ha
la forma giuridica di società per azioni e ha sede in Roma, Viale Regina Margherita 125.
Enel Green Power Spa, in qualità di Capogruppo, ha predisposto il bilancio consolidato del Gruppo Enel
Green Power al 31 dicembre 2015, parte integrante della presente Relazione Finanziaria Annuale di cui
all’art. 154 ter, comma 1, T.U. della Finanza (decreto legislativo 24 febbraio 1998, n. 58). La Società ha
durata prevista dallo Statuto fino al 31 dicembre 2100.
Gli Amministratori in data 21 marzo 2016 hanno autorizzato la pubblicazione del presente Bilancio di
esercizio al 31 dicembre 2015.
Il presente bilancio è assoggettato a revisione legale da parte della società di revisione Reconta Ernst &
Young Spa.
Base di presentazione
Il bilancio relativo all’esercizio chiuso al 31 dicembre 2015 è stato predisposto in conformità ai principi
contabili internazionali (International Accounting Standards – IAS e International Financial Reporting
Standards – IFRS) emanati dall’International Accounting Standards Board (IASB) ed alle interpretazioni
IFRIC e SIC, riconosciuti nell’Unione Europea ai sensi del regolamento (CE) n. 1606/2002 ed in vigore alla
chiusura dell’esercizio. L’insieme di tutti i principi ed interpretazioni di riferimento sopraindicati è di
seguito definito “IFRS-EU”.
Il presente bilancio è stato predisposto in attuazione del comma 3 dell’art. 9 del decreto legislativo n.38
del 28 febbraio 2005.
Il Bilancio d’esercizio è costituito dal Conto economico, dal Prospetto dell’utile (perdita) complessivo
rilevato nell’esercizio, dallo Stato patrimoniale, dal Prospetto delle variazioni del patrimonio netto, dal
Rendiconto finanziario e dalle relative Note di commento.
Nello Stato patrimoniale la classificazione delle attività e passività è effettuata secondo il criterio
“corrente/non corrente” con specifica separazione, qualora presenti, delle attività classificate come
possedute per la vendita e delle passività incluse in un gruppo in dismissione classificato come posseduto
per la vendita. Le attività correnti, che includono le disponibilità liquide e mezzi equivalenti, sono quelle
mesi successivi alla chiusura dell’esercizio; le passività correnti sono quelle per le quali è prevista
l’estinzione nel normale ciclo operativo della società o nei dodici mesi successivi alla chiusura
dell’esercizio.
Il Conto economico è classificato in base alla natura dei costi, con separata evidenza del risultato netto
delle continuing operation e di quello delle eventuali discontinued operation.
Il Rendiconto finanziario è presentato utilizzando il metodo indiretto, con separata evidenza dell’eventuale
flusso di cassa da attività operativa, da attività di investimento e da attività di finanziamento associato
alle discontinued operation. Le transazioni per investimenti e finanziamenti che non implicano flussi
finanziari (come ad esempio la trasformazione di apporti di capitale a beneficio di società del gruppo in
componenti di debito) non sono rappresentato nel rendiconto finanziario ma indicati nelle note di
commento relative alle voce patrimoniali interessate da dette transazioni.
Gli schemi del Conto economico, dello Stato patrimoniale e del Rendiconto finanziario evidenziano le
transazioni con parti correlate, per la cui definizione si rimanda al paragrafo “Princípi contabili e criteri di
valutazione” del bilancio consolidato.
317
destinate a essere realizzate, cedute o consumate nel normale ciclo operativo della società o nei dodici
Il bilancio è redatto nella prospettiva della continuità aziendale applicando il metodo del costo storico, ad
eccezione delle voci di bilancio che secondo gli IFRS-EU sono rilevate al fair value, come indicato nei
criteri di valutazione delle singole voci del bilancio consolidato.
La valuta utilizzata per la presentazione degli schemi di bilancio è l’euro, valuta funzionale della società, e
i valori riportati nelle note di commento sono espressi in milioni di euro, salvo quando diversamente
indicato.
Il bilancio fornisce informativa comparativa del precedente esercizio.
2. Princípi contabili e criteri di valutazione
I principi contabili e i criteri di valutazione sono gli stessi adottati per la redazione del bilancio
consolidato, cui si rinvia, fatta eccezione per le partecipazioni in società controllate, collegate e joint
venture che sono valutate al costo.
Per società controllate si intendono tutte le società di cui Enel Green Power Spa ha il controllo. Il controllo
è ottenuto quando la società è esposta, o ha diritto ai rendimenti variabili derivanti dal rapporto con la
partecipata e ha la capacità, attraverso l’esercizio del proprio potere sulla partecipata, di influenzarne i
rendimenti. Il potere è definito come la capacità attuale di dirigere le attività rilevanti della partecipata in
virtù di diritti sostanziali esistenti.
Per società collegate si intendono le società su cui Enel Green Power Spa esercita un’influenza notevole.
L’influenza notevole è il potere di partecipare alla determinazione delle politiche finanziarie e gestionali
della partecipata senza averne il controllo o il controllo congiunto.
Per joint venture (società a controllo congiunto) si intendono le società su cui Enel Green Power Spa
detiene il controllo congiunto e vanta diritti sulle attività nette delle stesse. Per controllo congiunto si
intende la condivisione del controllo di un accordo, che esiste unicamente quando per le decisioni
riguardanti le attività rilevanti è richiesto il consenso unanime di tutte le parti che condividono il controllo.
Le partecipazioni in società controllate, collegate e a controllo congiunto sono valutate al costo di
acquisto. Tale costo è comprensivo del fair value attribuito in sede di rilevazione delle componenti
eventuali (contingent considerations). Eventuali successive variazioni di fair value e di dette componenti
sono imputate a Conto Economico. Il costo è rettificato per eventuali perdite di valore; queste ultime sono
successivamente ripristinate qualora vengano meno i presupposti che le hanno determinate; il ripristino di
valore non può eccedere il costo originario.
partecipazione e la partecipante sia obbligata ad adempiere a obbligazioni legali o implicite dell’impresa
partecipata o comunque a coprirne le perdite, l’eventuale eccedenza rispetto al valore contabile è rilevata
in un apposito fondo del passivo nell’ambito dei fondi rischi e oneri.
In caso di cessione, senza sostanza economica, di una partecipazione ad una società sotto comune
controllo, l’eventuale differenza tra il corrispettivo ricevuto ed il valore di carico della partecipazione è
rilevata nell’ambito del patrimonio netto.
I dividendi da partecipazioni sono rilevati a conto economico quando è stabilito il diritto degli azionisti a
ricevere il pagamento.
I dividendi pagabili a terzi sono rappresentati come movimento del patrimonio netto alla data in cui sono
approvati dall’Assemblea degli Azionisti.
318
Nel caso in cui la perdita di pertinenza di Enel Green Power Spa ecceda il valore contabile della
3. Princípi contabili di recente emanazione
Con riferimento ai principi contabili di recente emanazione si rinvia a quanto indicato nel bilancio
consolidato, a meno dei principi che non trovano applicazione ai fini della redazione del bilancio separato.
4. Operazioni straordinarie dell'esercizio 2015
Come già commentato nei “Fatti di rilievo dell’anno corrente”, il 16 ottobre 2015 è’ stato raggiunto un
accordo per la costituzione di una joint venture paritetica tra Enel Green Power S.p.A. (“EGP”) e F2i SGR
S.p.A.(“F2i”), in nome e per conto di F2i - Fondo italiano per le infrastrutture, unitamente alle rispettive
società controllate Enel Green Power Solar Energy Srl e F2i Energie Rinnovabili Srl.
Nel corso del 3° trimestre 2015, pertanto, al fine di costituire la joint venture paritetica con F2i SGR, Enel
Green Power Spa ha effettuato le seguenti operazioni:
>
Il 21 ottobre 2015 Enel Green Power ha conferito alla società Altomonte FV Srl, allora posseduta
al 100% da EGP Solar Energy Srl (di cui Enel Green Power Spa detiene, a sua volta, il 100%) il
ramo d’azienda fotovoltaico costituito da tutte le attività e passività relative agli impianti
fotovoltaici situati sul territorio italiano e detenuti interamente da Enel Green Power Spa, per una
potenza installata pari a 73,8 MW, e dalle partecipazioni detenute nelle società Enel Green Power
San Gillio Srl ed Enel Green Power Strambino Srl, a loro volta titolari di due impianti fotovoltaici
in Italia per una potenza installata complessivamente pari a 7,3 MW.
>
Il 21 ottobre 2015 Enel Green Power Spa e EGP Solar Energy Srl hanno costituito le società Ultor
Srl tramite conferimento delle rispettive quote di partecipazione nella società Altomonte FV Srl.
>
Il 30 ottobre 2015 Enel Green Power Spa e EGP Solar Energy Srl hanno costituito la società Marte
Srl tramite conferimento delle rispettive quota di partecipazione nella società Ultor Srl,
successivamente trasformata in Ultor Spa.
Il 31 dicembre 2015 ha avuto efficacia la fusione per incorporazione delle società F2iSolare 1 e F2i Solare
3 in Ultor Srl (poi trasformata in Ultor Spa) che ha comportato l’ingresso nella compagine societaria di
Ultor Srl della società F2i Energie Rinnovabili; a seguito della suddetta fusione, quindi, la società Ultor
EGP ha inoltre un diritto d’opzione per acquistare un’ulteriore quota di partecipazione pari al 2,5% del
capitale di Ultor, esercitabile per 6 mesi a partire dal 1° gennaio 2018.
L'operazione non ha superato i limiti di significatività previsti al punto 9 del Regolamento CE 809/2004 e
pertanto non si è proceduto alla redazione dei dati proforma.
Come già commentato nei “Fatti di rilievo dell’anno corrente” l’ 18 novembre 2015 i Consigli di
Amministrazione di Enel S.p.A. (“Enel”) e di Enel Green Power S.p.A. (“EGP”) hanno approvato il progetto
di scissione parziale non proporzionale (il “Progetto di Scissione”) di EGP in favore di Enel (la “Scissione”).
La Scissione prevede:
-
l’assegnazione da parte di EGP in favore di Enel del compendio scisso essenzialmente
rappresentato (i) dalla partecipazione totalitaria detenuta dalla stessa EGP in Enel Green
Power International B.V., holding di diritto olandese che detiene partecipazioni in società
operanti nel settore delle energie rinnovabili nel Nord, Centro e Sud America, in Europa, in
319
Spa è partecipata al 50% da Marte Srl (gruppo EGP) e al 50% da F2i Energie Rinnovabili (gruppo F2i).
Sudafrica e in India, e (ii) da attività, passività, contratti, e rapporti giuridici connessi a tale
partecipazione (il “Compendio Scisso”);
-
il mantenimento in capo ad EGP di tutti i restanti elementi patrimoniali diversi da quelli che
fanno parte del Compendio Scisso (e quindi, essenzialmente, le attività italiane e le residue
limitate partecipazioni estere).
Trattandosi di scissione non proporzionale, è previsto che (i) i soci di EGP diversi da Enel concambino in
azioni Enel tutte le azioni dagli stessi possedute in EGP e (ii) Enel concambi le azioni corrispondenti alla
sua partecipazione nel Compendio Scisso in azioni Enel, le quali verranno contestualmente annullate ai
sensi degli artt. 2504-ter, comma 2 e 2506-ter, comma 5 cod. civ. La Scissione sarà realizzata sulla base
di un rapporto di cambio pari a n. 0,486 azioni Enel di nuova emissione per ciascuna azione EGP portata
in concambio (il “Rapporto di Cambio”), senza conguagli in denaro. Pertanto, alla data di efficacia della
Scissione, da un lato, EGP ridurrà il proprio capitale sociale in misura corrispondente al valore del
Compendio Scisso e, dall’altro, Enel aumenterà il proprio capitale a servizio della Scissione.
Precisamente, Enel emetterà massime n. 770.588.712 nuove azioni – aventi godimento regolare e valore
nominale di 1 Euro ciascuna – destinate ai soci di minoranza di EGP in applicazione del Rapporto di
Cambio. Alla data di efficacia della scissione, Enel risulterà quindi l’unico socio di EGP e le azioni EGP
cesseranno di essere negoziate sul Mercato Telematico Azionario organizzato e gestito da Borsa Italiana
S.p.A. e sul sistema elettronico di negoziazione continua spagnolo (Sistema de Interconexión Bursátil,
SIBE).
Il Progetto di Scissione è stato predisposto sulla base delle situazioni patrimoniali di Enel e di EGP al 30
settembre 2015, approvate dai rispettivi Consigli di Amministrazione del 17 novembre 2015 ai sensi e per
gli effetti del combinato disposto degli artt. 2501-quater e 2506-ter cod. civ. Ai fini della determinazione
del Rapporto di Cambio e del criterio di assegnazione non proporzionale delle azioni in sede di concambio,
i Consigli di Amministrazione di Enel e di EGP hanno tenuto conto della natura dell’operazione e adottato
metodi di valutazione comunemente utilizzati, anche a livello internazionale, per operazioni analoghe. A
tal fine si sono avvalsi dei seguenti advisor finanziari (i) per Enel, Credit Suisse e J.P. Morgan; (ii) per
EGP, Barclays e Mediobanca.
Con particolare riferimento all’operazione sopra descritta, gli Amministratori hanno ritenuto che alla data
di bilancio non erano ancora soddisfatti tutti i presupposti previsti dal principio IFRS 5 che riguardano: (i)
la circostanza che le delibere assembleari favorevoli degli azionisti della Enel Green Power SpA ed Enel
data di bilancio; (ii) una serie di formali condizioni sospensive, fra le quali in particolare il limite posto sul
valore di liquidazione dei soci recedenti; (iii) l’eventuale opposizione dei creditori sociali.
Conseguentemente, sulla base del giudizio e di attente valutazioni, gli Amministratori hanno ritenuto che
tutti i presupposti necessari per identificare una discontinued operation alla data di bilancio non erano
ancora soddisfatti.
320
SpA, tenute nel mese di gennaio 2016, erano determinanti e l’esito delle stesse non era prevedibile alla
Informazioni sul Conto economico
Ricavi e proventi
5. Ricavi delle vendite e delle prestazioni – Euro 946 milioni
Milioni di euro
2015
di cui con parti
correlate
2014
di cui con parti
correlate
2015-2014
Energia
734
734
770
770
(36)
Altre vendite e prestazioni di servizi
212
108
101
101
111
Totale
946
871
75
I ricavi per “Energia”, pari a 734 milioni di euro (770 milioni di euro nel 2014) e interamente riferibili a
parti correlate, riflettono i quantitativi di energia venduti nell’esercizio, pari a 12.794 GWh (13.867 GWh
nel 2014), e si riferiscono principalmente:
- per 571 milioni di euro a 10.560 GWh di energia venduti in Borsa (526 milioni di euro a 9.979
GWh nel 2014);
- per 134 milioni di euro a 2.206 GWh di energia venduta a Enel Trade Spa tramite contratti bilaterali
(187 milioni di euro e 3.504 GWh nel 2014);
- per 18 milioni di euro i ricavi da Conto Energia (24 milioni di euro nel 2014);
- per 9 milioni di euro i ricavi da incentivi per produzione di energia elettrica da impianti a fonti
rinnovabili diversi dai fotovoltaici (2 milioni di euro nel 2014).
Si ricorda che, nel 2014 la voce accoglieva, inoltre, per 24 milioni di euro i ricavi derivanti dalla vendita di
383 GWh al Gestore dei Servizi Energetici (GSE) a prezzo incentivato (25 milioni di euro a 296 GWh nel
2014) e per 3 milioni di euro i ricavi per il Corrispettivo Corretta Previsione (CCP) introdotto con la
delibera AEEG n. 5/2010 al fine di incentivare la corretta pianificazione delle immissioni in rete da parte
dei produttori da fonti rinnovabili.
La voce “Altre vendite e prestazioni”, pari a 212 milioni di euro (101 milioni di euro nel 2014), si riferisce:
-
per 104 milioni di euro alla vendita di pannelli fotovoltaici per la costruzione degli impianti
per 63 milioni di euro alle attività connesse alla progettazione, realizzazione e messa in esercizio
degli impianti a favore di società controllate (65 milioni di euro nel 2014);
-
per 45 milioni di euro ai ricavi per management fee e altri servizi di coordinamento effettuati per
le società controllate (33 milioni di euro nel 2014).
I ricavi delle vendite e delle prestazioni sono così suddivisi per area geografica:
Milioni di euro
Italia
2015
2014
2015-2014
863
795
68
Europa
17
15
2
Nord America
19
15
4
Centro e Sud America
Totale
47
46
1
946
871
75
321
sudafricani (non presenti nel 2014);
-
6. Altri ricavi – Euro 311 milioni
Milioni di euro
Certificati verdi
Totale
2015
di cui con
parti correlate
2014
di cui con
parti correlate
2015-2014
283
283
334
334
(51)
28
5
274
7
311
608
(246)
(297)
La voce “Certificati Verdi ”, pari a 283 milioni di euro si riferisce ai ricavi per Certificati Verdi assegnati su
2.832 GWh di energia prodotta da impianti qualificati IAFR (334 milioni di euro i ricavi per certificati verdi
assegnati su 3.457 GWh nel 2014).
Tali ricavi sono attribuibili per 132 milioni di euro ai 1.316 GWh prodotti da impianti geotermoelettrici
(155 milioni di euro per 1.605 GWh nel 2014), per 86 milioni di euro ai 865 GWh prodotti da impianti
eolici (97 milioni di euro per 976 GWh nel 2014) e per 65 milioni di euro ai 651 GWh prodotti da impianti
idroelettrici (85 milioni di euro per 876 GWh nel 2014).
Tali ricavi si riferiscono:
•
per 139 milioni di euro a Certificati Verdi venduti a terzi (ad un prezzo medio unitario di 99,68
euro/MWh);
•
per 82 milioni di euro a Certificati Verdi ritirati dal Gestore dei Servizi Energetici (ad un prezzo unitario
•
per 60 milioni di euro a 598 GWh di Certificati Verdi maturati ma non ancora accreditati sul conto titoli
di 100,08 euro/MWh);
di Enel Green Power Spa (valorizzati ad un prezzo unitario di 100,08 euro/MWh);
•
per 2 milioni di euro ai 22 GWh di Certificati Verdi accreditati sul conto titoli di Enel Green Power Spa
ma non ancora venduti (valorizzati ad un prezzo medio unitario di 100,08 euro/MWh).
La voce “Altri ricavi e proventi” accoglie principalmente:
-
per 5 milioni di euro il riaddebito dei costi del personale distaccato (6 milioni di euro al 31 dicembre
2014) principalmente alle controllate del Centro e Sud America (2 milioni di euro nel 2015 e nel 2014)
e del Nord America (1 milioni di euro nel 2015 ed 2 milione di euro nel 2014);
per 5 milioni di euro i corrispettivi ricevuti principalmente da terzi (enti, consorzi e acquedotti) per
l’attingimento dell’acqua dalle centrali idroelettriche e dai bacini di proprietà di Enel Green Power Spa
(invariati rispetto al 31 dicembre 2014);
-
per 4 milioni di euro i proventi per cessione energia termica rilevati a fronte di contratti per
teleriscaldamento con privati, aziende ed enti pubblici (5 milioni di euro al 31 dicembre 2014).
Si ricorda che, nel 2014 la voce accoglieva per 243 milioni di euro la plusvalenza realizzata a seguito della
transazione con la società Inversiones Energéticas Sa de Cv (INE), che ha determinato la cessione della
partecipazione in LaGeo (148 milioni di euro), e l’indennizzo previsto nell’accordo con Sharp sull’”off take”
della produzione della fabbrica di 3Sun Srl (95 milioni di euro).
322
-
Costi
7. Acquisto di energia - Euro 39 milioni
La voce, pari a 39 milioni di euro (37 milioni di euro nel 2014), si riferisce quasi interamente a rapporti
con parti correlate; in particolare accoglie:
-
per 24 milioni di euro l’energia acquistata dal GME Spa (4 milioni di euro nel 2014);
-
per 6 milioni di euro l’approvvigionamento da Terna Spa delle risorse necessarie per il servizio di
dispacciamento (21 milioni di euro nel 2014);
-
per 7 milioni di euro l’accantonamento per fondi rischi e oneri relativi ai maggiori sbilanciamenti
accertati che potrebbero essere oggetto dall’annullamento dell’attuale delibera dell’ AEEGSI 522
del 2014.
Si ricorda che, nel 2014 la voce accoglieva, per 9 milioni di euro l’energia acquistata da Enel
Energia Spa per il funzionamento dei servizi ausiliari di centrale, direttamente o indirettamente connessi
alla produzione di energia elettrica, per i servizi di illuminazione e per la forza motrice.
La variazione riflette sostanzialmente i maggiori costi per acquisto energia dal GME (20 milioni di euro) e
gli accantonamenti a fondi rischi e oneri (non presenti nel 2014), effetti parzialmente compensati dai
minori costi per il dispacciamento da Terna Spa (8 milioni di euro).
8. Servizi e altri materiali – Euro 396 milioni
2015
di cui con
parti correlate
2014
di cui con
parti correlate
2015-2014
162
74
154
79
8
Godimento beni di terzi
62
7
56
3
6
Accantonamenti netti a fondi per rischi e oneri
15
-
-
-
15
Altri materiali
157
77
49
52
108
Totale
396
259
137
2
2
-
Servizi
di cui costi per materie prime capitalizzate
I costi per Servizi si riferiscono a società correlate per 74 milioni di euro (79 milioni di euro nel 2014) e a
terzi per 88 milioni di euro (75 milioni di euro nel 2014).
I costi per servizi da società correlate si riferiscono principalmente:
-
per 33 milioni di euro ai servizi prestati dalla società Enel Italia Srl relativi principalmente al
“global service”, ai servizi informatici, al service amministrativo e all’amministrazione del
personale (27 milioni di euro nel 2014);
-
per 16 milioni di euro ai costi per management fee e altri servizi di supporto prestati dalla
controllante Enel Spa (21 milioni di euro nel 2014;
-
per 8 milioni di euro ai servizi di energy management effettuati da Enel Produzione Spa (7 milioni
di euro nel 2014);
-
per 3 milioni di euro alle fee e ai corrispettivi riconosciuti al GME Spa per il diritto di utilizzo della
capacità di trasporto (11 milioni di euro nel 2014).
323
Milioni di euro
I costi per servizi da terzi si riferiscono principalmente:
-
per 27 milioni di euro ai lavori di manutenzione e riparazione degli impianti (23 milioni di euro nel
-
per 16 milioni di euro ai corrispettivi per prestazioni professionali e tecniche, consulenze
2014), che comprendono anche i costi di realizzazione di impianti per le società controllate;
strategiche, revisione contabile e altri costi (17 milioni di euro nel 2014);
-
per 12 milioni di euro ai premi assicurativi per polizze di varia natura connesse alla copertura dei
rischi (13 milioni di euro nel 2014);
-
per 12 milioni di euro ai costi per servizi connessi al personale (11 milioni di euro nel 2014);
-
per 12 milioni di euro a costi per servizi relativi ad operazioni di trasporto, immagazzinaggio e
deposito (1 milione di euro nel 2014);
-
per 3 milioni di euro agli accantonamenti netti a fondi rischi e oneri relativi al fondo legale
I costi per “Godimento beni di terzi” si riferiscono principalmente ai canoni di locazione e ai canoni di
derivazione acque, ai canoni demaniali e ai sovraccanoni bacini imbriferi montani e rivieraschi dovuti agli
enti pubblici locali a fronte di concessioni di utilizzo di acque pubbliche a scopo idroelettrico (71 milioni di
euro nel 2015 e 56 milioni di euro nel 2014).
La voce “Altri materiali” si riferisce principalmente ai costi d’acquisto di pannelli fotovoltaici da 3Sun Srl,
comprensiva della variazione delle rimanenze, per 114 milioni di euro (2 milione di euro al 31 dicembre
2014), e per 36 milioni di euro all’acquisto di materiali non destinati a magazzino (36 milioni di euro al 31
dicembre 2014 ) costituiti principalmente da reagenti per il funzionamento di alcuni impianti di
produzione (12 milioni di euro al 31 dicembre 2015 e 9 milioni di euro nel 2014) e all’acquisto di altri
materiali (23 milioni di euro al 31 dicembre 2015 e 25 milioni di euro al 31 dicembre 2014).
9. Costo del personale – Euro 188 milioni
Milioni di euro
Oneri sociali
Benefici successivi al rapporto di lavoro
Altri benefici a lungo termine
2014
106
106
-
32
33
(1)
1
7
(6)
2015-2014
1
-
1
48
1
47
Totale
188
147
41
di cui capitalizzati
(24)
(26)
2
Altri Costi
Il costo del personale ammonta complessivamente a 188 milioni di euro ed evidenzia un incremento di 41
milioni di euro, dovuto all’accantonamento di 48 milioni d euro al fondo esodo, effetto parzialmente
compensato dal rilascio dello Sconto Energia (5 milioni di euro) a seguito della disdetta della
regolamentazione collettiva sulle agevolazioni tariffarie del personale in quiescenza.
La voce “Salari e stipendi”, pari a 106 milioni di euro (106 milioni di euro nel 2014) è il linea con i valori
del 2014.
La voce “Oneri sociali”, pari a 32 milioni di euro (33 milioni di euro nel 2014), si riferisce ai contributi
corrisposti all’INPS e ad altri istituti minori per 30 milioni di euro (30 milioni di euro nel 2014) e a piani a
contributi definiti a carico dell’azienda per 2 milioni di euro (3 milioni di euro nel 2014).
324
Salari e stipendi
2015
In particolare, gli oneri sociali sono così composti:
Milioni di euro
2015
2014
2015-2014
30
30
-
1
1
-
29
29
-
Oneri sociali su programmi a contributi definiti
2
3
(1)
Fopen
2
2
-
Fondenel
-
1
(1)
32
33
(1)
Oneri sociali su benefíci a breve termine
INAIL
INPS
Totale
Nel prospetto che segue è evidenziata la consistenza media dei dipendenti per categoria di appartenenza,
confrontata con quella del periodo precedente, nonché la consistenza effettiva al 31 dicembre 2015.
Consistenza
Media
Finale
Media
Finale
2015
Dirigenti
2014
82
83
95
90
Quadri
316
335
277
282
Impiegati
936
969
892
898
Operai
691
703
708
702
Totale
2.025
2.090
1.972
1.972
10. Ammortamenti e Perdite di valore – Euro 287 milioni
Ammortamenti attività materiali
Ammortamenti attività immateriali
Perdite e ripristini di valore delle partecipazioni
Totale
di cui capitalizzati
2015
2014
2015-2014
276
280
(4)
11
8
3
-
15
(15)
287
303
(16)
-
2
(2)
Gli “Ammortamenti delle attività materiali” si riferiscono agli impianti di produzione per 245 milioni di
euro (245 milioni di euro nel 2014), ai fabbricati per 25 milioni di euro (30 milioni di euro nel 2014) e ad
altre attività materiali per 6 milioni di euro (5 milioni di euro nel 2014). Il decremento degli
ammortamenti della attività materiali per complessivi 4 milioni di euro è dovuta ai minori ammortamenti
dei fabbricati.
La voce “Perdite e ripristini di valore delle partecipazioni”, pari a 15 milioni di euro nel 2014, rifletteva
principalmente la svalutazione della partecipazione in Enel Green Power Solar Energy Srl (6 milioni di
euro), P.H. Chucas (4 milioni di euro) e Enel Green Power Puglia Srl (3 milioni di euro) effettuate per
allineare il valore a quello di recupero e la svalutazione di attività materiali relative ad alcuni progetti
abbandonati.
325
Milioni di euro
11. Altri costi operativi – Euro 84 milioni
Milioni di euro
2015
2014
2015-2014
Accantonamenti netti a fondi per rischi e oneri
25
18
7
Contributi e quote associative
30
29
1
Imposte e tasse
21
15
6
Minusvalenze
4
-
4
4
7
(3)
84
69
15
Totale
Gli “Accantonamenti netti a fondi per rischi ed oneri”, pari a 25 milioni di euro (18 milioni di euro nel
2014), si riferiscono principalmente all’accantonamento al fondo ICI/IMU per 21 milioni di euro (5 milioni
di euro nel 2014), all’accantonamento al fondo smantellamento e ripristino e dismissione impianti per
complessivi 5 milioni di euro (10 milioni di euro ne 2014), all’accantonamento al fondo sconto energia per
2 milioni di Euro e al rilascio del fondo legale per 3 milioni di euro (accantonamento netto di 4 milioni di
euro nel 2014).
I “Contributi e le quote associative” si riferiscono principalmente agli importi riconosciuti a Comuni,
Province e Regioni, sedi di centrali, sulla base di specifici accordi tra le parti; in particolare, accolgono i
contributi riconosciuti alla Regione Toscana nell’ambito dell’Accordo Volontario Attuativo del Protocollo di
Intesa stipulato tra Enel e la Regione Toscana che prevede un contributo a carico di Enel Green Power
Spa calcolato in funzione della produzione complessiva dell’anno precedente.
Le “Imposte e tasse” si riferiscono principalmente all’IMU per 18 milioni di euro (12 milioni di euro nel
2014).
12. Costi per lavori interni capitalizzati – Euro 26 milioni
Personale
Materiali
Ammortamenti
Totale
2015
2014
2015-2014
24
26
(2)
2
2
-
-
2
(2)
26
30
(4)
La voce “Personale”, in decremento di 2 milione di euro rispetto al 2014, si riferisce principalmente a
personale dipendente impiegato nella progettazione e realizzazione degli impianti.
La voce " Ammortamenti” si riferisce alla quota capitalizzata degli ammortamenti relativi agli impianti di
perforazione geotermica.
326
Milioni di euro
13. Proventi/(Oneri) netti da contratti su commodity valutati al fair value – Euro (16) milioni
Milioni di euro
2015
di cui con
parti correlate
Proventi
Proventi da contratti su commodity chiusi
nell'esercizio
9
9
Totale proventi
9
2014
di cui con
parti correlate
76
76
2015-2014
(67)
76
(67)
Oneri
Oneri da contratti su commodity chiusi nell'esercizio
Totale oneri
Totale Proventi/(Oneri) da contratti su
(25)
(25)
(2)
(2)
(23)
(25)
(2)
(23)
(16)
74
(90)
I proventi netti da gestione rischio commodity si riferiscono interamente a oneri e proventi su contratti
derivati di CFH in essere con parti correlate chiusi al 31 dicembre 2015.
14. Proventi da partecipazioni – Euro 8 milioni
I “Proventi da partecipazioni”, pari a 8 milioni di euro (39 milioni di euro nel 2014), si riferiscono ai
dividendi ricevuti dalle società controllate italiane, Maicor Wind Srl (4 milioni di euro), Enel Green Power
Calabria Srl (3 milioni di euro) ed Energia Eolica Srl (1 milione di euro).
Si ricorda che, nel 2014 la voce accoglieva per 30 milioni di euro i dividendi relativi agli utili dell’esercizio
2013 della società La Geo SA de CV, la cui partecipazione è stata ceduta interamente nel 2014.
15. Proventi/(Oneri) finanziari netti da contratti derivati - Euro (67) milioni
Milioni di euro
2015
di cui con
parti
correlate
Proventi da derivati di trading
36
36
Totale proventi finanziari da derivati
36
2014
di cui con
parti
correlate
2
2
20152014
Proventi finanziari da derivati
34
Oneri finanziari da derivati
Oneri da derivati di cash flow hedge
Oneri da derivati di trading
Totale oneri finananziari da derivati
Totale Proventi/(Oneri) finanziari da contratti derivati
(11)
(11)
(92)
(92)
(11)
(11)
(8)
(8)
(84)
(103)
(19)
(84)
(67)
(17)
(50)
Per maggiori dettagli sui derivati, si prega di far riferimento alla nota 45 “Derivati e hedge accounting”.
327
34
2
16. Altri Proventi/(Oneri) finanziari netti – Euro (19) milioni
Milioni di euro
Differenze positive di cambio
Interessi ed altri proventi da attività finanziarie
Totale Proventi finanziari
Interessi ed altri oneri da passività finanziarie
2015
di cui con
parti
correlate
76
76
37
36
2014
di cui con
parti
correlate
20152014
11
11
65
24
18
13
113
35
78
(116)
(130)
14
- finanziamenti a lungo termine
(91)
(70)
(98)
(73)
7
- finanziamenti a breve termine
(25)
(25)
(28)
(28)
3
- altri oneri finanziari
(13)
(5)
(14)
(5)
1
13
-
10
-
- oneri finanziari capitalizzati
Totale oneri finanziari
Totale proventi/(oneri) finanziari netti
3
(132)
(130)
(2)
(19)
(95)
76
Gli “oneri finanziari netti” si decrementano di 76 milioni di euro a fronte della rilevazione di maggiori
proventi finanziari per 78 milioni di euro, relativi a differenze positive di cambio (principalmente da
valutazione) e ad interessi attivi maturati, in parte compensati dai maggiori oneri finanziari per 2 milioni
di euro.
Con riferimento agli “Oneri finanziari capitalizzati” si evidenzia che il tasso medio utilizzato per
determinarne l’ammontare, tenuto conto dei finanziamenti generici e specifici, è pari a 5,1%, ed in linea
con il costo medio del debito del Gruppo.
17. Imposte – Euro 103 milioni
Imposte correnti
Rettifiche relative ad esercizi precedenti
Imposte differite/(anticipate)
Totale
2015
2014
2015-2014
100
247
(147)
9
2
7
(6)
11
(17)
103
260
(157)
Le ”Imposte correnti”, pari a 100 milioni di euro (247 milioni di euro nel 2014), comprendono
principalmente per 98 milioni di euro la fiscalità ordinaria (198 milioni di euro nel 2014) determinata
applicando le aliquote in vigore per l’anno di imposta 2015 (27,5% per l’Ires e 4,66% per l’Irap), e per 2
milioni di euro (17 milioni di euro nel 2014) la rilevazione della witholding tax applicata su alcuni contratti
con le controllate estere.
Le “Imposte differite/(anticipate)” si riferiscono principalmente all’adeguamento della fiscalità anticipata
effettuato per tener conto della deducibilità dei costi di personale con contratto di lavoro a tempo
indeterminato, nonché della riduzione IRES dal 27,5% al 24% con decorrenza dall’esercizio d’imposta
2017, come previsto dalla Legge di Stabilità 2016.
328
Milioni di euro
Nel seguente prospetto è esposta la riconciliazione tra onere fiscale effettivo e teorico, determinato
applicando al risultato ante imposte l’aliquota fiscale vigente nell’esercizio:
Milioni di euro
2015
Utile ante imposte
Imposte teoriche
2014
195
691
54
27,5%
190
27,5%
Addizionale IRES (Robin tax)
-
0,0%
38
5,5%
Effetto incostituzionalità Robin Tax
-
0,0%
20
2,9%
19
9,7%
37
5,3%
30
15,4%
(25)
(3,6%)
103
52,6%
260
37,6%
IRAP
Differenze permanenti e partite minori
Imposte effettive
Le differenze permanenti e partite minori accolgono principalmente l’effetto derivante dall’applicazione dei
limiti di deducibilità di alcuni costi stabiliti dalle norme del TUIR, nonché dal regime di esenzione dei
dividendi su partecipazioni in possesso dei requisiti della partecipation exemption ex art. 87 TUIR.
18. Perdita delle discontinued operations
Nel corso del 2015 la voce non è valorizzata. Si ricorda che, nel 2014 si era rilevato nella voce Perdita
delle discontinued operations l’aggiustamento prezzo relativo alla cessione dell’intero capitale di Enel.si
Srl, avvenuta il 1° luglio 2013, determinato dalla variazione di alcune partite specifiche a conclusione del
329
processo di verifica avvenuto il 30 giugno 2014, rispetto alla situazione di riferimento (30 giugno 2013).
Informazioni sullo Stato patrimoniale
Attivo
19. Immobili, impianti e macchinari – Euro 4.676 milioni
Il dettaglio e la movimentazione delle attività materiali relativi all’esercizio 2015 sono di seguito
rappresentati:
Milioni di euro
Terreni e
fabbricati
Impianti e
macchinari
Attrezzature
industriali e
commerciali
Immobilizzazioni
in corso e
Altri beni
acconti
Totale
Costo storico
1.270
7.930
29
85
301
9.615
Fondo ammortamento
Consistenza al 31
dicembre 2014
(396)
(4.295)
(26)
(51)
-
(4.768)
874
3.635
3
34
301
4.847
Investimenti
Oneri finanziari
capitalizzati
7
62
1
3
165
238
Ammortamenti
(25)
(245)
(1)
(5)
-
(4)
(9)
(127)
8
107
-
(1)
1
-
(20)
(206)
-
Perdite di valore
Cessioni
Altri movimenti
Totale variazioni
13
13
(276)
(4)
(3)
2
(139)
(117)
-
(3)
(3)
-
55
(171)
Costo storico
1.275
7.969
30
90
356
9.720
Fondo ammortamento
Consistenza al 31
dicembre 2015
(421)
(4.540)
(27)
(56)
-
(5.044)
854
3.429
3
34
356
4.676
Nella seguente tabella vengono riportati i valori netti al 31 dicembre 2015 e al 31 dicembre 2014 degli
immobili, impianti e macchinari e delle immobilizzazioni in corso e acconti in base alla natura:
Terreni e fabbricati
al
31.12.2014
di cui
immobilizzazioni
in corso e
acconti
2015-2014
1
875
1
(20)
al 31.12.2015
di cui
immobilizzazioni
in corso e acconti
855
- idroelettrici
1.649
83
1.625
87
24
- geotermici
1.331
167
1.366
132
(35)
- eolici
644
35
665
25
(21)
- fotovoltaici
102
17
230
11
(128)
25
21
5
1
20
3.751
323
3.891
256
(140)
48
14
43
9
5
3.799
337
3.934
265
(135)
- altri
Totale impianti di produzione
Attrezzature e altri beni
Totale beni in esercizio
Migliorie su immobili di terzi
Acconti
TOTALE
4
-
3
-
1
18
18
35
35
(17)
4.676
356
4.847
301
(171)
330
Milioni di euro
Il decremento della voce, pari a 171 milioni di euro, è attribuibile sostanzialmente all’effetto combinato
degli investimenti (238 milioni di euro), ammortamenti (276 milioni di euro), e del conferimento degli
asset fotovoltaici ad Altomonte FV Srl (139 milioni di euro).
Di seguito vengono sintetizzati per tipologia gli investimenti effettuati nel corso del 2015 e del 2014. Tali
investimenti, complessivamente pari a 251 milioni di euro nel 2015, sono in decremento rispetto al 2014
di 28 milioni di euro.
Milioni di euro
2015
2014
2015-2014
112
164
(52)
- idroelettrici
81
79
2
- eolici
10
15
(5)
- biomasse
22
6
16
- solari
11
5
6
Altri investimenti operativi
15
10
5
251
279
(28)
- geotermici
Totale
20. Attività immateriali – Euro 31 milioni
Milioni di euro
Software
tutelati
Immobilizzazioni
in corso e acconti
Totale
44
7
51
Costo storico
Fondo ammortamento
(23)
-
(23)
Consistenza al 31 dicembre 2014
21
7
28
Investimenti
10
4
14
(11)
-
(11)
(1)
4
3
54
11
65
(34)
-
(34)
20
11
31
Ammortamenti
Totale variazioni
Costo storico
Fondo ammortamento
Consistenza al 31 dicembre 2015*
*La variazione rispetto ai valori del Prospetto di Stato Patrimoniale è imputabile agli arrotondamenti in milioni di Euro
software necessari per adeguamenti a standard aziendali.
Le “Immobilizzazioni in corso e acconti” si riferiscono a costi capitalizzati per la realizzazione di sistemi
informativi finalizzati a supportare esigenze gestionali.
21. Avviamento – Euro 6 milioni
La voce accoglie principalmente l’avviamento di 6 milioni di euro rilevato nel 2013 a seguito della fusione
per incorporazione delle società Enel Green Power Portoscuso Srl.
Si evidenzia, inoltre, che nel 2014 si è proceduto alla fusione per incorporazione di Enel Green Power
Canaro Srl e di Enel Green Power Cutro Srl, detenute al 100% da Enel Green Power; tale operazione ha
comportato la rilevazione di un avviamento di 0,4 milioni di euro per la società Enel Green Power Canaro
Srl e di un avanzo da fusione di 2 milioni di euro, rilevato tra le riserve di patrimonio netto, per la società
Enel Green Power Cutro Srl, in quanto derivante da fusione tra entità sotto comune controllo.
331
I “Software tutelati” sono costituiti in prevalenza da software per supportare esigenze gestionali e
22. Attività/(Passività) per imposte anticipate/(differite) – Euro 140 milioni ed Euro 7 milioni
Nel seguito vengono dettagliati i movimenti delle”Attività per imposte anticipate” e delle “Passività per
imposte differite” per tipologia di differenze temporali, determinati sulla base delle aliquote fiscali previste
dai provvedimenti in vigore.
Incrementi/
(Decrementi)
con
imputazione a
conto
economico
Milioni di euro
Incrementi/
(Decrementi)
con
imputazione
equity
al 31
dicembre
2015
al 1 gennaio
2015
Accantonamenti per rischi e oneri a deducibilità
differita
Ammortamenti di attività materiali e immateriali a
deducibilità differita
TFR e altri benefíci ai dipendenti
33
18
15
97
(10)
9
-
(1)
8
13
-
(1)
12
137
5
(2)
140
6
1
87
-
Differenze su immobilizzazioni e attività finanziarie
3
Totale Passività per imposte differite*
9
7
1
(3)
-
(3)
7
*La variazione rispetto ai valori del prospetto di Stato Patrimoniale è imputabile agli arrotondamenti in milioni di euro
Accantonamenti per rischi e oneri a
deducibilità differita
Ammortamenti di attività materiali e
immateriali a deducibilità differita
al 1
gennaio
2014
Incrementi/
(Decrementi)
con
di cui
Impatto imputazione
robin tax
equity
24
(6)
(4)
di cui
Impatto
robin tax
al 31
dicembre
2014
18
-
97
106
(9)
(19)
-
TFR e altri benefíci ai dipendenti
9
2
1
(2)
(3)
9
5
8
(3)
13
6
(6)
137
144
(13)
(22)
Differenze relative ad attività materiali e
immateriali
8
(2)
(2)
-
-
6
2
-
-
1
1
3
10
(2)
(2)
1
1
9
Totale Passività per imposte differite
-
Le “Attività per imposte anticipate” e “Passività per imposte differite” sono determinate sulla base delle
aliquote fiscali vigenti alla data di rientro ed ammontano rispettivamente a 140 milioni di euro (137
milioni di euro al 31 dicembre 2014) e a 7 milioni di euro (9 milioni di euro al 31 dicembre 2014).
Si evidenzia che, la Legge 28 dicembre 2015, n. 208, art. 1, comma n. 61 (Legge di Stabilità 2016) ha
stabilito la riduzione dell’aliquota IRES al 24% a decorrere dal 1° gennaio 2017. Per le differenze
temporanee che si ritiene saranno ragionevolmente recuperate a partire dal 2017, già nel bilancio 2015,
la fiscalità differita è stata ricalcolata applicando la nuova aliquota IRES del 24%, con un effetto netto
pari a 13 milioni di euro.
332
Milioni di euro
Incrementi/
(Decrementi)
con
imputazione
a conto
economico
23. Partecipazioni – Euro 5.461 milioni
Milioni di euro
Costo
Origina
rio
Rettific
he
di
valore
Valore a
bilancio
al
31.12.20
14
Quota
di
posse
sso %
Acquisiz
ioni
Al 31 dicembre 2014
Partecipazioni in
società controllate
Enel Green Power
International BV
100,0
0%
33,30
%
51,00
%
50,00
%
34,56
%
22,17
%
100,0
0%
60,00
%
-
4.185
105
(89)
16
92
-
92
78
(6)
72
44
-
44
PH Chucas SA**
Enel Green Power
Calabria Srl
44
(4)
40
42
-
42
Maicor Wind Srl
Enel Green Power
Partecipazioni Speciali
Srl
Enel Green Power
Finale Emilia Srl
25
-
25
17
-
17
9
-
9
Energia Eolica Srl
Enel Green Power San
Gillio Srl
Enel Green Power
Puglia Srl
4
-
4
3
-
3
12
(10)
2
Taranto Solar Srl
Enel Green Power CAI
Agroenergy Srl
Enel Green Power
Villoresi Srl
Enel Green Power
Strambino Srl
Altomonte Srl***
Ultor Srl***
1
-
1
1
-
1
1
-
1
-
-
-
100,0
0%
70,00
%
51,00
%
80,00
%
100,0
0%
51,00
%
100,0
0%
51,00
%
60,00
%
-
Marte Srl***
Partecipazioni in
società collegate
-
-
-
-
15
20,00
%
Terrae Spa
15
-
Altre
riclassifi
che
Movimenti del 2015
4.185
3Sun Srl
Renovables de
Guatemala SA
Enel Green Power
Solar Energy Srl
Parque EolicoTalinay
Oriente SA*
Cessioni/Conferi
menti
Aumenti di
Patrimonio
netto/(Rimb
orsi)
Costo
Origina
rio
Rettific
he
di
valore
Valore a
bilancio
al
31.12.2
015
al 31 Dicembre 2015
-
-
305
-
4.490
-
4.490
-
-
449
-
554
(89)
465
-
-
103
(4)
99
11
Quota
di
posses
so %
-
-
-
-
78
(6)
72
-
-
2
-
46
-
46
-
-
1
-
45
(4)
41
-
-
-
-
42
-
42
-
-
15
-
40
-
40
-
-
-
-
17
-
17
100,0
0%
100,0
0%
57,00
%
100,0
0%
34,56
%
22,17
%
100,0
0%
60,00
%
100,0
0%
70,00
%
100,0
0%
-
-
-
-
9
-
9
9
-
-
-
13
-
13
-
(3)
-
-
-
-
-
-
-
2
-
14
(10)
4
1
-
-
-
2
-
2
-
-
-
-
1
-
1
-
-
-
-
1
-
1
-
146
44
(102)
-
(44)
(44)
-
-
-
44
36
80
-
80
0,00%
0,0%
0,0%
98,04
%
-
15
20,00
%
-
-
-
15
0,00%
100,0
0%
100,0
0%
100,0
0%
51,00
%
50,00
50,00
Powercrop Srl
24
24
%
24
24
%
Totale
partecipazioni****
4.702
(109)
4.593
21
231
708
(88)
5.574
(113)
5.461
*La società è controllata in quanto detenuta da Enel Green Power Spa per il 34,56% e da Enel Green Power Cile SA 60,92%
**La società è controllata in quanto detenuta da Enel Green Power Spa per il 22,17% e da Enel de Costa Rica SA 40,3%
*** L'incremento e contestuale decremento nel corso dell'esercizio 2015 delle partecipazioni in Altomonte FV ed Ultor Spa è imputabile alla riorganizzazione
societaria già commentata nel paragrafo "Operazioni straordinarie dell'esercizio 2015"
****La variazione rispetto ai valori del prospetto di Stato Patrimoniale è imputabile agli arrotondamenti in milioni di euro
333
Partecipazioni in
società a controllo
congiunto
Le “Acquisizioni“ si riferiscono :
-
all’acquisizione dell’ulteriore 49% delle quote detenute da Eurowind SA nella società Energia
Eolica Srl;
-
all’acquisizione dell’ulteriore 49% delle quote detenute da Marfin Srl nella società Taranto Solar
Srl;
-
all’ esercizio del diritto di opzione per l’acquisto da Simest di una quota pari al 6,16% di
Renovables de Guatemala;
-
all’acquisto da STMicroelectronics (“STM”) e Sharp dell’ulteriore quota del 66,7% nel capitale di
3Sun attuando l’accordo siglato con gli stessi nel mese di luglio 2014 come già descritto nella
sezione “Fatti di rilievo 2014” della Relazione finanziaria annuale al 31 dicembre 2014.
Le “Cessioni” si riferiscono esclusivamente alle cessioni delle partecipazioni di Enel Green Power San Gillio
e Enel Green Power Strambino Solar Srl nell’ambito del conferimento degli asset fotovoltaici da Enel
Green Power Spa ad Altomonte FV Srl.
La voce “Aumenti di Patrimonio netto/Rimborsi” si riferisce principalmente a:
-
ripatrimonializzazione della controllata 3Sun Srl per complessivi 449 milioni di euro effettuata per
148 milioni di euro mediante rinuncia a crediti e per la restante parte mediante conto corrente
intersocietario;
-
apporti di patrimonio effettuati mediante conto corrente intersocietario a beneficio di Enel Green
Power International BV (305 milioni di euro) al fine di dotare la società della disponibilità
finanziaria necessaria per procedere alla ripatrimonializzazione di alcune controllate estere
impegnate in attività di investimento.
Si evidenzia, inoltre, che relativamente alla società Maicor Wind Srl detenuta al 60% da Enel Green Power
Spa, la Società si è impegnata ad acquistare da Plt Energia Spa, che ne detiene il 40%, l’intera quota di
partecipazione di proprietà della stessa al verificarsi di alcune condizioni contrattualmente definite per un
importo stimato al 31 dicembre 2015 di 15 milioni di euro (11 milioni di euro al 31 dicembre 2014), sulla
334
base di una opzione (put) detenuta dalla controparte. Il valore dell’opzione è pari a 14 milioni di euro.
Nel prospetto che segue è riportato l’elenco delle partecipazioni in imprese controllate, collegate e a
controllo congiunto al 31 dicembre 2015 con evidenza delle principali informazioni:
Milioni di euro
Sede legale
Capitale
sociale
Patrimonio
netto
Utile/(Perdita)
2015
Quota di
possesso %
Valore a
bilancio
Olanda
245
4.252
(85)
100,00%
4.490
Italia
35
484
(6)
100,00%
465
Guatemala
217
279
14
57,00%
99
Partecipazioni in società controllate
Enel Green Power International BV
3Sun Srl
Renovables de Guatemala SA
Enel Green Power Solar Energy Srl
Italia
-
68
-
100,00%
72
Cile
152
161
1
34,56%
46
Costa Rica
-
153
(2)
22,17%
41
Enel Green Power Calabria Srl
Italia
-
44
1
100,00%
42
Maicor Wind Srl
Italia
21
23
1
60,00%
40
Enel Green Power Partecipazioni Speciali Srl
Italia
-
7
2
100,00%
17
Enel Green Power Finale Emilia Srl
Italia
10
8
(1)
70,00%
9
Energia Eolica Srl
Italia
5
9
-
100,00%
13
Enel Green Power Puglia Srl
Italia
1
3
(1)
100,00%
4
Taranto Solar Srl
Italia
-
2
-
100,00%
2
Enel Green Power CAI Agroenergy Srl
Italia
-
-
-
100,00%
1
Enel Green Power Villoresi Srl
Italia
1
1
-
51,00%
1
Marte Srl
Italia
5
97
-
98,04%
80
Italia
19
50
(8)
20,00%
15
Italia
4
23
(2)
50,00%
Parque Eolico Talinay Oriente SA
'*
PH Chucas SA
''**
Partecipazioni in società collegate
Terrae Spa
***
Partecipazioni in società a controllo congiunto
Powercrop Srl
Totale partecipazioni
24
****
5.461
*La società è controllata in quanto detenuta da Enel Green Power Spa per il 34,56% e da Enel Green Power Cile SA 60,92%
**La società è controllata in quanto detenuta da Enel Green Power Spa per il 22,17% e da Enel de Costa Rica SA 40,3%
*** I valori fanno riferimento al 31 dicembre 2014
****La variazione rispetto ai valori del prospetto di Stato Patrimoniale è imputabile agli arrotondamenti in milioni di euro
Le partecipazioni che presentano un valore di carico superiore al Patrimonio netto delle partecipate non
sono state svalutate tenuto conto della prospettiva di redditività delle Società come evidenziato sulla base
24. Derivati – Euro (41) milioni (non correnti) ed euro (20) milioni (correnti)
Milioni di euro
Non Correnti
al 31.12.2015
Derivati attivi
Derivati passivi
Totale
Correnti
al 31.12.2014
al 31.12.2015
al 31.12.2014
2
2
6
11
(43)
(52)
(26)
(5)
(41)
(50)
(20)
6
Per maggiori dettagli sulla natura dei derivati, che sono inclusi nelle attività e passività finanziarie, si
rimanda alla nota 43 “Strumenti finanziari” e 45 “Derivati e hedge accounting”.
335
di test di recuperabilità effettuati per le differenze più rilevanti.
25. Altre attività finanziarie non correnti – Euro 155 milioni
Milioni di euro
al 31.12.2015
Prestiti a dipendenti a lungo termine
di cui con
parti correlate
al 31.12.2014
di cui con
parti correlate
20152014
3
-
2
-
1
Altri Crediti Finanziari a lungo termine
152
152
25
25
127
Totale
155
27
128
I “Prestiti a dipendenti” sono riconosciuti a tassi di mercato e sono erogati a fronte dell’acquisto della
prima casa o per gravi necessità familiari. Tali prestiti vengono rimborsati dai dipendenti in base a
prestabiliti piani di ammortamento.
Gli “Altri crediti finanziari a lungo termine” accolgono il finanziamento erogato alla società Altomonte FV
Srl per 140 milioni di euro (non presente al 31 dicembre 2014), a Enel Green Power Strambino Solar Srl
per 1 milione di euro (invariato rispetto ai valori al 31 dicembre 2014) e alla controllata Enel Green Power
Finale Emilia per 10 milioni di euro (invariato rispetto al 31 dicembre 2014). Si ricorda che al 31 dicembre
2014 era presente per 13 milioni di euro il finanziamento a 3sun Srl a cui Enel Green Power Spa ha
rinunciato a copertura della ricapitalizzazione della suddetta società.
26. Altre attività non correnti – Euro 10 milioni
Milioni di euro
al 31.12.2015
di cui con
parti correlate
al 31.12.2014
di cui con
parti correlate
20152014
Acconti su partecipazioni
2
-
1
-
1
Depositi in contanti presso terzi
1
-
1
-
-
7
3
7
3
Totale
10
-
9
1
Gli “ Altri crediti diversi” si riferiscono principalmente al credito IRES per il rimborso delle maggiori
il personale dipendente e assimilato (D.L. n. 201/2011).
Attività correnti
27. Rimanenze – Euro 33 milioni
Milioni di euro
al 31.12.2015
al 31.12.2014
2015-2014
31
65
(34)
2
24
(22)
33
89
(56)
Materiali ed apparecchi
Rimanenze Certificati verdi
Totale
Le Rimanenze di materiali e apparecchi, pari a 31 milioni di euro (65 milioni di euro al 31 dicembre
2014), accolgono per 13 milioni di euro i pannelli fotovoltaici acquistati da 3 Sun (49 milioni di euro al 31
dicembre 2014) e per 18 milioni di euro le rimanenze per materiali e apparecchi geotermici ed eolici (16
milioni di euro al 31 dicembre 2014).
336
imposte sui redditi versate per effetto della mancata deduzione della quota di IRAP relativa alle spese per
Le rimanenze di Certificati Verdi si riferiscono per 2 milioni di euro i Certificati Verdi maturati e accreditati
sul conto titoli della Società e non ancora venduti (24 milioni di euro al 31 dicembre 2014).
28. Crediti commerciali – Euro 413 milioni
Milioni di euro
al 31.12.2015
di cui con
parti correlate
al 31.12.2014
di cui con
parti correlate
20152014
Vendita di energia elettrica
123
123
136
136
(13)
Altri crediti
290
209
222
193
68
Totale
413
358
55
I crediti per “Vendita di energia elettrica”, pari a 123 milioni di euro (136 milioni di euro al 31 dicembre
2014), si riferiscono:
>
alla vendita di energia al GME, effettuata tramite Enel Produzione Spa, per 91 milioni di euro (112
milioni di euro al 31 dicembre 2014);
>
alla vendita di energia e alla relativa gestione del rischio commodity effettuata da Enel Trade per 28
milioni di euro (15 milioni di euro al 31 dicembre 2014);
>
alla vendita di energia al GSE per 4 milioni di euro (9 milioni di euro al 31 dicembre 2014).
Gli “Altri crediti”, pari a 290 milioni di euro (222 milioni di euro al 31 dicembre 2014), si riferiscono
principalmente a crediti commerciali verso società controllate italiane e estere per i servizi di
coordinamento e di realizzazione e messa in esercizio degli impianti eolici e fotovoltaici.
Nella seguente tabella si riportano i crediti commerciali suddivisi per area geografica:
Milioni di euro
al 31.12.2015
al 31.12.2014
2015-2014
230
195
35
Italia
UE
66
60
6
Extra UE
117
103
14
Totale
413
358
55
29. Crediti per imposte sul reddito - Euro 81 milioni
I “Crediti per imposte sul reddito” si riferiscono principalmente per 75 milioni di euro ai crediti per IRES
relativi agli acconti versati nei confronti della controllante Enel Spa nell’ambito del consolidato fiscale
(posizione a debito a 31 dicembre 2014 per 3 milioni di euro) e per 2 milioni di euro ad acconti relativi
all’addizionale IRES (3 milioni di euro al 31 dicembre 2014).
337
Clienti:
30. Altre attività finanziarie correnti – Euro 16 milioni
Milioni di euro
Altre attività finanziarie
correnti incluese
nell'indebitamento:
Crediti finanziari a breve
termine verso controllate
Crediti finanziari a breve
termine verso Enel Spa
Altre attività finanziarie
correnti non incluese
nell'indebitamento:
verso controllate
Ratei Attivi
Totale
al 31.12.2015
di cui con
parti correlate
al 31.12.2014
13
di cui con
parti correlate
20152014
791
13
13
782
782
(769)
-
-
9
9
(9)
3
-
2
1
1
1
1
-
2
2
1
1
1
16
793
(777)
La voce accoglie principalmente i crediti per finanziamenti a breve termine e remunerati a tasso di
mercato concessi alla partecipata PowerCrop Srl per 11 milioni di euro (10 milioni di euro al 31 dicembre
2014). La variazione pari a 777 milioni di euro è dovuta principalmente all’estinzione del finanziamenti a
Enel Green Power International BV (237 milioni di euro) e a Enel Green Power North America (453 milioni
di euro) e Enel Green Power North America Development (82 milioni di euro), nell’ambito dell’operazione
di ristrutturazione finanziaria delle società controllate nordamericane.
Si ricorda che al 31 dicembre 2014 la voce crediti finanziari a breve termine verso Enel Spa si riferiva per
9 milioni di euro al conto corrente intrattenuto con Enel Spa (a debito per 284 milioni di euro al 31
dicembre 2015).
La voce comprende, inoltre, i crediti finanziari realizzati sul contratto di copertura attivato per la
controllata Energia Eolica Srl.
31. Altre attività correnti – Euro 158 milioni
al 31.12.2015
di cui con
parti correlate
al 31.12.2014
di cui con
parti correlate
20152014
Certificati verdi
68
68
99
99
(31)
Quote di costi differiti
Crediti per contributi in conto
impianti
24
-
16
-
8
3
-
3
-
-
5
-
8
-
(3)
58
44
83
19
Anticipi a fornitori
Altri crediti
Totale
158
209
(25)
(51)
La voce “Certificati verdi” accoglie il fair value dei titoli maturati e non ancora accreditati sul conto di
proprietà.
Le ”Quote di costi differiti” si riferiscono alle quote di canoni demaniali per gli impianti idroelettrici e di
altri sovraccanoni pagati anticipatamente e da differire ad esercizi futuri.
I “Crediti per contributi in conto impianti” rappresentano la parte non ancora incassata dei contributi
riconosciuti dal Ministero delle Attività Produttive ai sensi della Legge 488/92.
Gli “Altri crediti” si riferiscono principalmente:
338
Milioni di euro
>
ai crediti derivanti dalla regolazione dell’Iva di Gruppo per 37 milioni di euro (a debito per 7 milioni di
euro al 31 dicembre 2014);
>
ad altri crediti verso società controllate per 7 milioni di euro (10 milioni di euro al 31 dicembre 2014).
La variazione della voce di 51 milioni di euro è principalmente imputabile all’incasso dei crediti verso
Sharp Corporation per la quota residua prevista nell’accordo con Sharp sull’”off take” della produzione
della fabbrica 3Sun Srl (35 milioni di euro) e all’incasso del credito verso la società energetica statale
salvadoregna Inversiones Energéticas S.A. de C.V. (INE), a titolo di aggiustamento prezzo nell’ambito
della cessione della partecipazione di La Geo Sa de CV (5 milioni di euro) avvenuta nel 2014.
32. Disponibilità liquide – Euro 10 milioni
Le disponibilità liquide accolgono le giacenze liquide connesse alla gestione operativa e non sono gravate
da vincoli.
Milioni di euro
al 31.12.2015
al 31.12.2014
Depositi bancari
10
19
(9)
Totale
10
19
(9)
2015-2014
Passivo
Patrimonio netto
33. Patrimonio netto – Euro 6.818 milioni
Il patrimonio netto è così composto:
Capitale sociale – Euro 1.000 milioni
euro, e risulta interamente versato.
Al 31 dicembre 2015, in base delle risultanze del libro dei Soci e tenuto conto delle comunicazioni inviate
alla CONSOB e pervenute alla Società ai sensi dell’art. 120 del Decreto Legislativo 24 febbraio 1998, n.
58 nonché delle altre informazioni a disposizione, non risultano azionisti in possesso di una partecipazione
superiore al 2% del capitale della Società all’infuori di Enel S.p.A. (con il 68,29% del capitale sociale).
Riserve – Euro 4.643 milioni
Riserva legale – Euro 200 milioni
La “Riserva Legale” è pari al 20% del capitale sociale ed ha quindi raggiunto i limiti previsti dall’articolo
2430 del Codice Civile.
Riserva di rivalutazione - Euro 138 milioni
La “Riserva di rivalutazione”, costituita in sede di scissione da Enel Produzione SpA, rappresenta
l’ammontare della rivalutazione eseguita nell’esercizio 2003 in conformità alla legge n.350/2003. Tale
339
Il ”Capitale sociale” è rappresentato da 5.000.000.000 di azioni ordinarie, con un valore nominale di 0,20
riserva è in sospensione d’imposta (in caso di distribuzione l’ammontare lordo della riserva è
assoggettato all’imposta ordinaria con riconoscimento di un credito d’imposta del 19%).
Allo stato attuale la distribuzione di tale riserva è differita a tempo indefinito.
Riserve da valutazione di strumenti finanziari CFH – Euro (38) milioni
Milioni di euro
Utili (perdite) da variazione di
fair value della copertura dei
Utili (perdite) rilevati
direttamente a patrimonio
al 31.12.2014
Utili (perdite)
rilevati
Rilasciati a
Conto economico
(25)
(26)
11
2
(38)
(25)
(26)
11
2
(38)
Effetto fiscale a
al
Patrimonio netto 31.12.2015
Con riferimento al livello di gerarchia del fair value si evidenzia che le Riserve da valutazione di strumenti
finanziari CFH sono classificate come di Livello 2.
Riserva da rimisurazione delle passività per piani a benefici definiti – Euro (8) milioni
La riserva accoglie tutti gli utili e le perdite attuariali, al netto dell’effetto fiscale, delle passività per
benefici definiti.
Altre riserve diverse- Euro 4.338 milioni
Le “Altre riserve diverse” accolgono, oltre alle riserve attribuite alla Società in sede di scissione da Enel
Produzione Spa, 3.700 milioni di euro rilevati nel 2010 a fronte di rinuncia al credito da parte di Enel Spa.
Utili e perdite accumulati – Euro 1.095 milioni
Gli “Utili e perdite accumulati” accolgono gli utili di esercizi precedenti portati a nuovo.
Utile dell’esercizio – Euro 92 milioni
Di seguito si riporta la tabella relativa alla disponibilità e distribuibilità delle riserve di patrimonio netto:
Milioni di euro
Capitale sociale
Possibilità di
utilizzare
Quota disponibile
4.476
A,B,C
4.476
200
B
Importo
1.000
Altre
Riserve di utili
Riserva legale
Riserve da valutazione strumenti
finanziari CFH
Rimisurazione delle passività per piani a
benefici definiti
(38)
(8)
Utili e perdite accumulati
1.095
Totale
6.725
- di cui quota distribuibile
A,B,C
1.095
5.571
5.571
A: per aumento di capitale
B: per copertura perdite
C: per distribuzione ai Soci
340
Riserve di capitale
33.1 Dividendi
Il dividendo dell’esercizio 2014, pari a euro 0,032 euro per azione, per un ammontare complessivo di 160
milioni di euro, è stato posto in pagamento a decorrere dal 20 maggio 2015, con data “stacco” della
cedola n.5 coincidente con il 18 maggio 2015 e record date (ossia data di legittimazione al pagamento del
dividendo) coincidente con il 19 maggio 2015.
33.2 Gestione del capitale
Gli obiettivi identificati dalla società nella gestione del capitale sono la salvaguardia della continuità
aziendale, la creazione di valore per gli stakeholders ed il supporto allo sviluppo del Gruppo. In
particolare, la società persegue il mantenimento di un adeguato livello di capitalizzazione che permetta di
realizzare un soddisfacente ritorno economico per gli azionisti e di garantire l’accesso a fonti esterne di
finanziamento, anche attraverso il conseguimento di un rating adeguato.
In tal contesto, la società gestisce la propria struttura di capitale ed effettua degli aggiustamenti alla
stessa, qualora i cambiamenti delle condizioni economiche lo richiedano. Non vi sono state modifiche
sostanziali agli obiettivi, alle politiche o ai processi nel corso dell’esercizio 2015.
A tal fine, la società monitora costantemente l’evoluzione del livello di indebitamento in rapporto al
patrimonio netto, la cui situazione al 31 dicembre 2015 e al 31 dicembre 2014 è sintetizzata nella
seguente tabella.
Milioni di euro
al 31.12.2015
al 31.12.2014
2015-2014
1.880
1.956
(76)
1.802
813
989
Crediti finanziari non correnti a lungo termine
(154)
(27)
(127)
3.528
2.742
786
Patrimonio Netto
6.818
6.898
(80)
52%
40%
Indice debt/equity
Per i commenti relativi all’Indebitamento finanziario netto si rinvia la paragrafo 41 “Posizione finanziaria
34. Finanziamenti – Euro 1.880 milioni (a lungo termine) ed euro 1.825 milioni ( a breve termine)
Milioni di euro
Totale
Non Correnti
Correnti
al 31.12.2015
al 31.12.2014
al 31.12.2015
al 31.12.2014
1.880
1.956
76
55
-
-
1.749
1.568
1.880
1.956
1.825
1.623
Per maggiori dettagli sulla natura dei finanziamenti si rimanda alla nota “Strumenti finanziari”.
341
netta e crediti finanziari e titoli a lungo termine”.
35. TFR e altri benefíci ai dipendenti – Euro 32 milioni
La società riconosce ai dipendenti (inclusi i pensionati) sia benefici dovuti dopo la cessazione del rapporto
di lavoro che altri benefici.
Questi benefici includono le prestazioni connesse a “trattamento di fine rapporto” di lavoro, mensilità
aggiuntive per raggiunti limiti di età o per maturazione del diritto alla pensione di anzianità, premi di
fedeltà per il raggiungimento di determinati requisiti di anzianità in azienda, previdenza e assistenza
sanitaria integrativa.
A seguito della disdetta della regolamentazione collettiva sulle agevolazioni tariffarie, alla data del 31
dicembre 2015, è stato estinto e rilasciato il fondo Sconto Energia (energia a tariffa ridotta limitatamente
al personale in quiescenza) per un importo pari a 5 milioni di euro.
In maggior dettaglio, i principali piani a benefici definiti dovuti dopo la cessazione del rapporto di lavoro
sono:
-
“Benefíci pensionistici” accolgono la stima degli accantonamenti destinati a coprire i benefíci
relativi al trattamento di previdenza integrativa dei dirigenti in quiescenza e le indennità spettanti
al personale, in forza di legge o di contratto, al momento della cessazione del rapporto di lavoro;
-
“Assistenza sanitaria” accoglie le prestazioni garantite a dipendenti o ex dipendenti a fronte di
spese mediche da essi sostenute.
I principali altri benefici a lungo termine sono:
-
“Premio fedeltà”, accoglie la stima degli oneri destinati alla copertura del beneficio che spetta al
personale cui viene applicato il CCNL elettrico, al raggiungimento di determinati requisiti di
anzianità in azienda (25° e 35° anno di servizio);
-
“Piani di incentivazione”, prevedono l’assegnazione, in favore di alcuni dirigenti della società, del
diritto ad un controvalore monetario a titolo di premio, previa verifica di determinate condizioni.
La tabella di seguito riportata evidenzia la variazione delle passività per benefici definiti dopo la
cessazione del rapporto di lavoro e per altri benefici a lungo termine nonché la riconciliazione tra il saldo
342
di apertura e quello di chiusura.
2015
Milioni di euro
2014
Benefici
pensionistici
Sconto energia
Assistenza
Sanitaria
Altri
benefici
Totale
Benefíci
pensionistici
Sconto
energia
Assistenza
Sanitaria
Altri
benefici
Totale
25
5
3
6
39
29
5
3
7
44
Costo previdenziale relativo alle prestazioni di lavoro correnti
-
-
1
-
1
1
-
-
-
1
Interessi passivi
1
-
-
-
1
1
-
-
-
1
Perdite (utili) attuariali risultanti da variazioni nelle ipotesi demografiche
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Perdite (utili) attuariali risultanti da variazioni nelle ipotesi finanziarie
-
-
-
-
-
2
-
-
-
2
Rettifiche basate sull’esperienza passata
-
-
-
-
-
(2)
-
-
-
(2)
Costo relativo alle prestazioni di lavoro passate
(2)
(5)
-
-
(7)
-
-
-
-
-
Pagamenti per estinzioni
(2)
-
-
-
(2)
(6)
-
-
-
(6)
-
-
-
-
-
-
-
-
(1)
(1)
22
-
4
6
32
25
5
3
6
39
Passività attuariale al 1 gennaio
Altre Variazioni
Passività attuariale al 31 dicembre (Passività in bilancio)
343
VARIAZIONI NELLA PASSIVITA’ ATTUARIALE
Nelle seguenti tabelle è evidenziato l’impatto a Conto economico nell’esercizio chiuso al 31 dicembre 2015
dei benefíci ai dipendenti.
2015
Milioni di euro
2014
PERDITE (UTILI) RILEVATE A CONTO ECONOMICO
Costo previdenziale
(6)
Interessi passivi netti
Totale
1
1
1
(5)
2
Le principali assunzioni utilizzate nella stima attuariale delle passività per benefici definiti sono di seguito
riportate.
2015
2014
Tasso di attualizzazione
0,50%- 2,15%
0,50%- 2,15%
Tasso di incremento delle retribuzioni
1,60%-3,60%
1,60%-3,60%
2,60%
2,60%
Tasso di incremento del costo delle spese sanitarie
La tabella seguente evidenzia i risultati dell’analisi di sensitività che mostra gli effetti che ci sarebbero
stati sulle passività per benefici definiti a seguito delle variazioni delle ipotesi attuariali rilevanti
ragionevolmente possibili alla data di chiusura dell’esercizio.
Benefici
pensionistici
Sconto
elettricità
Assistenza
Sanitaria
Altri
benefici
Benefici
pensionistici
Sconto
elettricità
2015
Assistenza
Sanitaria
Altri
benefici
2014
Decremento 0,5% tasso di attualizzazione
24
-
4
3
27
5
4
3
Incremento 0,5% tasso di attualizzazione
22
-
3
3
24
4
4
3
Incremento 0,5% tasso di inflazione
21
-
4
3
26
5
4
3
Incremento 0,5% delle retribuzioni
Incremento 0,5% delle pensioni in corso di
erogazione
21
-
-
3
26
-
-
3
-
-
-
-
25
-
-
-
incremento 1% costi assistenza sanitaria
Incremento di 1 anno dell'aspettativa di vita
dipendenti in forza e pensionati
-
-
5
-
-
-
5
-
-
-
3
-
25
5
4
-
l’effetto sulla passività per benefici definiti, a seguito della variazione ragionevole di una singola
assunzione, lasciando invariate le altre. In pratica, è improbabile che questo scenario potrebbe verificarsi,
anche considerando che le variazioni in alcune assunzioni potrebbero essere correlate.
La metodologia e le assunzioni utilizzate per l’analisi di sensitività non state modificate rispetto al
precedente esercizio.
La tabella seguente illustra i pagamenti dei benefici attesi nei prossimi esercizi per piani a benefici
definiti:
al 31 dicembre
2015
al 31 dicembre 2014
Entro 1 anno
2
2
tra 1 – 2 anni
2
2
tra 2 – 5 anni
6
5
Oltre 5 anni
7
13
Milioni di euro
344
L’analisi di sensitività sopra indicata è stata determinata applicando una metodologia che estrapola
36. Fondi rischi e oneri (incluse le quote in scadenza nei 12 mesi successivi) – Euro 145 milioni
I “Fondi rischi e oneri” sono destinati a coprire le passività che potrebbero derivare alla Società da
vertenze giudiziali e da altro contenzioso, senza considerare gli effetti di quelle vertenze che si stima
abbiano un esito positivo e di quelle per le quali un eventuale onere non sia ragionevolmente
quantificabile.
Nel determinare l’entità del fondo si considerano sia gli oneri presunti che potrebbero derivare da
vertenze giudiziali e da altro contenzioso intervenuti nell’esercizio, sia l’aggiornamento delle stime sulle
posizioni sorte in esercizi precedenti.
Il dettaglio dei fondi per rischi e oneri al 31 dicembre 2015 e al 31 dicembre 2014, distinguendo la quota
corrente e la quota non corrente, è rappresentato nella seguente tabella:
al 31 dicembre 2015
Milioni di euro
Non-corrente
al 31 dicembre 2014
Corrente
Non-corrente
Corrente
Fondo contenzioso, rischi e oneri diversi:
- contenzioso legale
11
-
16
- relativo a oneri su impianti di produzione
- relativo a benefici successivi al rapporto di
lavoro
64
8
38
-
2
-
-
Totale
75
10
54
-
Fondo oneri per incentivi all’esodo
46
14
7
16
121
24
61
16
TOTALE
-
La movimentazione dei fondi rischi e oneri è di seguito riportata:
Accantonamenti
- contenzioso legale
- relativo a oneri su impianti di
produzione
- relativo a benefici successivi
al rapporto di lavoro
16
5
(5)
(5)
-
11
-
38
46
(11)
-
(1)
72
8
-
2
-
-
-
2
2
Totale
Fondo oneri per incentivi
all'esodo
54
53
(16)
(5)
(1)
85
10
23
49
(11)
(1)
-
60
14
Totale Fondi rischi e oneri
77
102
(27)
(6)
(1)
145
24
Milioni di euro
Fondo contenzioso, rischi e
oneri diversi:
Utilizzi
Rilasci
Fondo contenzioso legale – Euro 11 milioni
Il fondo contenzioso legale è destinato a coprire le passività che potrebbero derivare da vertenze
giudiziali e da altri contenziosi. Esso include la stima dell’onere a fronte dei contenziosi sorti nell’esercizio,
oltre all’aggiornamento delle stime sulle posizioni sorte negli esercizi precedenti, in base alle indicazioni
dei legali interni e esterni.
345
Di cui
Altri
al
quota
movimenti 31.12.2015 corrente
al
31.12.2014
Fondo rischi relativo a oneri su impianti di produzione – Euro 72 milioni
Si riferiscono principalmente ai seguenti fondi:
Fondo oneri ambientali e Fondo Smantellamento e ripristino - Euro 12 milioni
Il fondo accoglie l’ammontare dei costi che probabilmente la società sarà chiamata a sostenere per il
disinquinamento o il ripristino delle condizioni ambientali originarie, qualora la propria attività procuri
danni all’ambiente.
Fondo imposta sulla proprietà degli immobili - Euro 22 milioni
Tale fondo accoglie la stima delle passività che potrebbero derivare dal contenzioso tributario in materia
di imposte sulla proprietà degli immobili. Include, inoltre, la stima dell’onere per maggiori tributi a fronte
dei contenziosi sorti nell’esercizio, oltre all’aggiornamento delle stime sulle posizioni sorte in esercizi
precedenti.
Altri fondi - Euro 38 milioni
Gli “Altri fondi” sono costituiti principalmente dal fondo smantellamento e ripristino che accoglie la stima
dei futuri oneri da sostenere in presenza di obbligazioni legali, contrattuali o implicite, per lo
smantellamento e il ripristino degli impianti e da altri fondi residuali.
Fondo oneri per incentivi all'esodo – Euro 60 milioni
Il “Fondo oneri per incentivi all'esodo” si incrementa di 38 milioni di euro per effetto principalmente della
sottoscrizione dei nuovi accordi per uscite incentivate ex art 4 della legge Fornero (48 milioni di euro).
37. Altre passività non correnti - Euro 45 milioni
La voce si riferisce per 42 milioni di euro ai contributi da erogare ai Comuni della Regione Toscana, sedi di
centrali geotermiche, in base a quanto previsto dall’art. 4 dell’Accordo Volontario Attuativo del Protocollo
di Intesa del 20 dicembre 2007 (51 milioni di euro al 31 dicembre 2014); in particolare, tale accordo,
firmato nel mese di aprile 2010, prevede che Enel Green Power Spa corrisponda agli enti locali, a titolo di
compensazione ambientale e territoriale, un importo definito per ciascun MW autorizzato lungo la durata
La voce accoglie, inoltre, il debito verso i dipendenti cessati in applicazione dell’Accordo ex art. 4, in
relazione alle somme dovute a titolo di incentivo all’esodo per 2 milioni di euro (4 milioni di euro al 31
dicembre 2014).
38. Debiti commerciali – Euro 256 milioni
Milioni di euro
al
31.12.2015
di cui con
parti correlate
al 31.12.2014
di cui con
parti correlate
2015-2014
167
93
168
85
(1)
89
39
79
37
10
Debiti commerciali
- per fatture da ricevere
- per fatture ricevute
Totale
256
247
9
346
della vita dell’impianto.
I “Debiti commerciali” si riferiscono per 124 milioni di euro a debiti verso terzi (125 milioni di euro al 31
dicembre 2014) e per 132 milioni di euro a debiti verso parti correlate (122 milioni di euro al 31 dicembre
2014).
I debiti verso terzi si riferiscono principalmente ai debiti verso fornitori per acquisti di materiali,
apparecchi e per appalti e prestazioni varie.
I debiti verso parti correlate si riferiscono principalmente alle prestazioni effettuate dalle società del
Gruppo Enel e, in particolare:
>
per 35 milioni di euro ai servizi di energy management e ad altre prestazioni effettuate da Enel
Produzione Spa (35 milioni di euro al 31 dicembre 2014);
>
per 34 milioni di euro ai contratti di service con Enel Italia Srl (già Enel Servizi Srl) quali,
principalmente, i contratti di global service, di amministrazione, di amministrazione del personale e
altre prestazioni (21 milioni di euro al 31 dicembre 2014);
per 17 milioni di euro alla management fee, service fee e altri servizi prestati dalla controllante Enel
Spa (8 milioni di euro al 31 dicembre 2014);
>
per 12 milioni di euro alle cessioni di credito effettuate da fornitori di Enel Green Power Spa a favore
di Enel Factor Spa (19 milioni di euro al 31 dicembre 2014);
>
per 2 milioni di euro all’acquisto energia da Enel Energia (16 milioni di euro al 31 dicembre 2014).
Nella seguente tabella si riportano i debiti commerciali suddivisi per area geografica:
Milioni di euro
al 31.12.2015
al 31.12.2014
2015-2014
245
233
12
10
14
(4)
1
-
1
256
247
9
Fornitori
Italia
UE
Extra UE
Totale
stessi è ritenuta non significativa.
39. Debiti per imposte sul reddito
Si ricorda che la voce “Debiti per imposte sul reddito” accoglieva al 31 dicembre 2014 i debiti per IRES
nei confronti della controllante Enel Spa nell’ambito del Consolidato Fiscale (31 milioni di euro). La
posizione IRES al 31 dicembre 2015 risulta a credito per 75 milioni di euro ed è rilevata nella voce “crediti
per imposte sul reddito”.
347
Considerata la naturale scadenza a breve termine dei debiti commerciali, l’analisi per scadenza degli
40. Altre passività finanziarie correnti – Euro 29 milioni
Milioni di euro
al
31.12.2015
di cui con
parti correlate
al 31.12.2014
di cui con
parti correlate
2015-2014
Ratei passivi finanziari correnti
15
14
16
14
(1)
Altri debiti finanziari
14
14
14
14
Totale
29
-
30
(1)
I “Ratei passivi su finanziamenti correnti” sono relativi principalmente ai finanziamenti ricevuti da Enel
Green Power International BV, al conto corrente intersocietario intrattenuto con la controllante Enel SpA e
al finanziamento BEI.
Gli “Altri debiti finanziari” si riferiscono principalmente agli interessi passivi maturati sul conto corrente
intersocietario intrattenuto con la controllante Enel SpA per 8 milioni di euro (13 milioni di euro al 31
dicembre 2014) e agli interessi passivi relativi al finanziamento con Green Power International BV.
41. Posizione finanziaria netta e crediti finanziari e titoli a lungo termine – Euro 3.528 milioni
La tabella seguente riconcilia la “Posizione finanziaria netta e crediti finanziari e titoli a lungo termine” con
le voci presenti nello schema di Stato patrimoniale.
al 31 dicembre
2015
al 31 dicembre 2014
2015-2014
1.880
1.956
(76)
1.749
1.568
181
76
55
21
Quota corrente dei finanziamenti a lungo termine
Attività finanziarie non correnti incluse
nell’indebitamento
(154)
(27)
(127)
Attività finanziarie correnti incluse nell’indebitamento
(13)
(791)
778
(10)
(19)
9
3.528
2.742
786
Totale
348
Milioni di euro
Nel seguito viene riportata la posizione finanziaria netta, rispettivamente al 31 dicembre 2015 e al 31
dicembre 2014, in linea con le disposizioni CONSOB del 28 luglio 2006, riconciliata con l’indebitamento
finanziario netto predisposto secondo le modalità di rappresentazione del Gruppo Enel Green Power,
indicate nel paragrafo “Definizione degli indicatori di performance “ nella Relazione sulla Gestione, cui si
rimanda.
Milioni di euro
al 31 dicembre 2015
al 31 dicembre 2014
di cui con
parti correlate
Liquidità
di cui con
parti correlate
10
Crediti finanziari correnti
19
13
Quota corrente dei debiti finanziari non correnti
13
791
(76)
Altri debiti finanziari correnti
(1.749)
(1.749)
(1.568)
Debiti finanziari correnti
(1.825)
(1.623)
(1.802)
(813)
Debiti bancari non correnti
(680)
Altri debiti non correnti
(1.200)
(1.200)
Debiti finanziari non correnti
(1.880)
(1.956)
(1.880)
(1.956)
(3.682)
(2.769)
154
(1.562)
(756)
(1.200)
POSIZIONE FINANZIARIA NETTA come da
disposizione CONSOB
Crediti finanziari non correnti e titoli a lungo
termine
791
(55)
152
(1.200)
27
(3.528)
25
(2.742)
2014), evidenzia un incremento di 786 milioni di euro per effetto principalmente:
-
dell’incremento degli altri debiti finanziari correnti (181 milioni di euro) dovuto all’ aumento dei
finanziamenti a breve termine verso le società controllate e collegate (395 milioni di euro) e alla
variazione della posizione sul conto corrente di Enel Spa (a debito per 284 milioni di euro al 31
dicembre 2015 a credito per 9 milioni di euro al 31 dicembre 2014) fenomeni parzialmente
compensati dalla scadenza del periodo di utilizzo della linea revolving a lungo termine con Enel
-
del decremento dei crediti finanziari correnti (778 milioni di euro);
-
dal decremento dei crediti finanziari non correnti (127 milioni di euro) e dall’incremento dei debiti
finanziari non correnti (76 milioni di euro)
42. Altre passività correnti – Euro 90 milioni
Milioni di euro
al
31.12.2015
di cui con
parti correlate
al 31.12.2014
di cui con
parti correlate
Debiti per contributi di urbanizzazione
26
-
26
-
-
Debiti verso dipendenti
16
-
17
-
(1)
Debiti verso enti previdenziali
11
-
11
-
-
Debiti per canoni demaniali, derivazione
acque e sovraccanoni
2015-2014
4
-
4
-
-
33
9
49
6
(16)
Totale
90
107
(17)
349
Finance International Bv (500 milioni di euro);
I “Debiti per contributi di urbanizzazione” accolgono i debiti verso gli enti locali sedi di centrali elettriche,
per contributi relativi a opere di urbanizzazione e interventi vari sul territorio interessato alla costruzione
dell’impianto; in particolare, si riferiscono ai contributi da erogare ai Comuni della Regione Toscana, sedi
di centrali geotermiche, in base all’art. 3 dell’Accordo Volontario Attuativo del Protocollo di Intesa del 20
dicembre 2007 che prevede un contributo a carico di Enel Green Power Spa calcolato in funzione della
produzione complessiva dell’anno precedente.
I “Debiti verso enti previdenziali” accolgono i contributi a carico della Società gravanti sulle retribuzioni
del mese di dicembre da versare nel mese di gennaio 2016, nonché le relative quote del TFR destinate al
fondo Pensione Dirigenti del Gruppo Enel (Fondenel) e al fondo Pensione Dipendenti del Gruppo Enel
(FOPEN) e gli oneri relativi ad altre competenze maturate dal personale, quali, principalmente, ferie
maturate e non godute e straordinari.
I ”Debiti per canoni demaniali” accolgono canoni demaniali, sovracanoni bacini imbriferi montani e
rivieraschi e altri canoni, dovuti a fronte di concessioni di utilizzo di acque pubbliche a scopo idroelettrico.
Le “Altre passività correnti “ sono costituite principalmente da debiti verso terzi per 28 milioni di euro (43
milioni di euro al 31 dicembre 2014) e da debiti verso società del Gruppo per 6 milioni di euro (6milioni di
euro al 31 dicembre 2014).
43. Strumenti finanziari
L’obiettivo della presente nota è quello di fornire le disclosure che consentano di valutare la significatività
degli strumenti finanziari per la posizione finanziaria e la performance della società.
43.1 Attività finanziarie per categoria
La tabella seguente indica il valore contabile di ciascuna categoria delle attività finanziarie previste dallo
IAS 39, distinte tra attività finanziarie correnti e non correnti, esponendo separatamente i derivati di
copertura e i derivati misurati al fair value rilevato a conto economico:
Non corrente
al
al
31.12.2015
31.12.2014
155
27
439
-
-
43.1.2
2
2
6
-
2
2
6
-
-
-
-
11
Totale attività finanziarie al fair value
rilevato a conto economico
Derivati attivi designati come strumenti di
copertura
1.170
43.1.5
Totale derivati attivi designati come
strumenti di copertura
Totale
al
al 31.12.2015 31.12.2014
43.1.1
Attività finanziarie al fair value rilevato a
conto economico
Derivati attivi al FVTPL
Corrente
-
-
-
11
157
29
445
1.181
350
Milioni di euro
43.1.1 Finanziamenti e crediti
La tabella seguente espone i finanziamenti e i crediti per natura, suddivisi in attività finanziarie correnti e
non correnti.
Milioni di euro
Non corrente
al
al
31.12.2015
31.12.2014
Crediti commerciali
155
27
Totale
155
27
Corrente
al
al 31.12.2015 31.12.2014
10
19
413
358
16
793
439
1.170
I crediti commerciali da clienti al 31 dicembre 2015 ammontano a 413 milioni di euro (358 milioni di euro
al 31 dicembre 2014).
Si precisa che nella nota 44 “Risk Management” è fornito il dettaglio dell’ageing dei crediti verso terzi
scaduti, ma non svalutati.
43.1.2 Derivati attivi
La tabella seguente indica il valore nozionale e il fair value dei derivati attivi, per tipologia di relazione di
351
copertura e rischio coperto, suddivisi in attività finanziarie correnti e non correnti.
Non Corrente
Milioni di euro
Valore nozionale
di copertura:
al
al
31.12.2015 31.12.2014
Corrente
Fair value
Valore nozionale
al
al
2015al
al
31.12.2015 31.12.2014 2014 31.12.2015 31.12.2014
20152014
Fair value
20152014
al
al
31.12.2015 31.12.2014
20152014
Cash flow hedge
-
-
Totale
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
273
(273)
-
11
(11)
273
(273)
-
11
(11)
-
-
-
-
-
-
22
24
(2)
2
2
-
3
-
3
-
-
-
73
-
73
6
-
6
Totale
25
24
1
2
2
-
73
-
73
6
-
6
Totale derivati attivi
25
24
1
2
2
-
73
273
(200)
6
11
(5)
352
Derivati al FVTPL:
Con riferimento al livello di gerarchia del fair value si evidenzia che i derivati sono tutti classificati come
livello 2.
Per maggiori dettagli sui derivati attivi si rinvia alla nota 45 “Derivati e hedge accounting”.
43.2 Passività finanziarie per categorie
La tabella seguente indica il valore contabile di ciascuna categoria delle passività finanziarie previste dallo
IAS 39, distinte tra passività finanziarie correnti e non correnti, esponendo separatamente i derivati di
Milioni di euro
Passività finanziarie valutate al costo
ammortizzato
Non correnti
al
al
31.12.2015
31.12.2014
Correnti
al
al 31.12.2015 31.12.2014
43.2.1
1.880
1.956
2.081
1.870
43.2.3
2
2
1
5
2
2
1
5
41
50
25
-
41
50
25
-
1.923
2.008
2.107
1.875
Passività finanziarie al fair value rilevato a
conto economico
Derivati passivi al FVTPL
Totale passività finanziarie al fair value
rilevato a conto economico
Derivati passivi designati come strumenti
di copertura
43,2,2
Totale derivati passivi designati come
strumenti di copertura
Totale
43.2.1 Passività finanziarie valutate al costo ammortizzato
La tabella seguente espone le passività finanziarie valutate al costo ammortizzato per natura, suddivise in
attività finanziarie correnti e non correnti.
Non Corrente
Corrente
al
31.12.2015
al
31.12.2014
al
31.12.2015
al
31.12.2014
1.880
1.956
-
-
Quota a breve dei finanziamenti a lungo termine
-
-
-
-
34
-
-
38
1.880
1.956
Debiti commerciali
Totale
76
55
1.749
1.568
256
247
2.081
1.870
353
Milioni di euro
Finanziamenti
Finanziamenti a lungo termine (inclusa la quota corrente in scadenza nei 12 mesi successivi) –
1.956 milioni di euro
La tabella seguente indica il valore nominale, il valore contabile e il fair value dei finanziamenti a lungo
termine al 31 dicembre 2015, in milioni di euro e altre valute, inclusa la quota in scadenza nei dodici mesi
successivi, aggregati per tipologia di finanziamento e di tasso d’interesse.
Milioni di euro
Valore
nominale
Valore
contabile
Quota
corrente
Quota con
scadenza
oltre i 12
mesi
Fair
value
Valore
nominale
Valore
contabile
al 31.12.2015
Quota
corrente
Quota
con
scadenza
oltre i 12
mesi
Fair
value
303
360
20152014
al 31.12.2014
- tasso fisso
303
303
16
287
360
306
306
3
(3)
- tasso variabile
453
453
60
393
524
505
505
52
453
524
(52)
Totale
756
756
76
680
884
811
811
55
756
884
(55)
Finanziamenti non bancari:
- tasso fisso
1.200
1.200
-
1.200
1.612
1.200
1.200
-
1.200
1.612
-
Totale
1.200
1.200
-
1.200
1.612
1.200
1.200
-
1.200
1.612
-
1.503
1.503
16
1.487
1.972
1.506
1.506
3
1.503
1.972
(3)
453
453
60
393
524
505
505
52
453
524
(52)
1.956
1.956
76
1.880
2.496
2.011
2.011
55
1.956
2.496
(55)
Totale finanziamenti a tasso
fisso
Totale finanziamenti a tasso
variabile
TOTALE
come livello 2.
Nella tabella seguente sono riportati i finanziamenti a lungo termine per valuta e tasso d’interesse.
Milioni di euro
Valore
nominale
Saldo
Saldo
al
31.12.2014
al 31.12.2015
Euro
Totale valute non euro
TOTALE
1.956
1.956
2.011
-
-
-
1.956
1.956
2.011
Tasso medio di
interesse in
vigore
Tasso
d’interesse
effettivo in
vigore
al 31.12.2015
4,56%
4,56%
L’indebitamento finanziario a lungo termine compresa la quota a breve evidenzia un decremento di 55
milioni di euro rispetto al 2014.
La variazione è attribuibile essenzialmente ai rimborsi delle quote dei finanziamenti contratti con la BEI
per 27 milioni di euro e di Banca Intesa San Paolo per 24 milioni di euro.
354
Finanziamenti a lungo termine per valuta e tasso d’interesse
Finanziamenti a breve termine - 1.749 milioni di euro
La tabella seguente indica i finanziamenti a breve termine al 31 dicembre 2015, distinti per natura.
Milioni di euro
al 31.12.2015
al 31.12.2014
2015-2014
1.383
1.494
(111)
1.383
989
394
-
500
(500)
verso società controllate e collegate
verso società del gruppo Enel
verso Terzi
Conto Corrente Intersocietario
verso Società di Sviluppo Italiane
verso Enel Spa
Totale
-
5
(5)
366
74
292
82
74
8
284
-
284
1.749
1.568
181
Si precisa che il fair value dei finanziamenti correnti è equivalente al loro valore contabile in quanto
l’effetto dell’attualizzazione non è significativo.
Il totale dei finanziamenti a breve termine si incrementa di 181 milioni di euro principalmente per:
l’ aumento dei finanziamenti a breve termine verso le società controllate e collegate (394 milioni di euro)
e per la variazione della posizione sul conto corrente di Enel Spa (a debito per 284 milioni di euro al 31
dicembre 2015 a credito per 9 milioni di euro al 31 dicembre 2014), fenomeni parzialmente compensati
dal rimborso per la scadenza del periodo di utilizzo della linea revolving a lungo termine con Enel Finance
International Bv (500 milioni di euro).
43.2.2 Derivati passivi
La tabella seguente indica, il valore nozionale e il fair value dei derivati passivi, per tipologia di relazione
355
di copertura e rischio coperto, suddivisi in passività finanziarie correnti e non correnti.
Non Corrente
Milioni di euro
Valore nozionale
Derivati desiganti come strumenti
di copertura:
al
al
31.12.2015 31.12.2014
Corrente
Fair value
Valore nozionale
al
al
2015al
al
31.12.2015 31.12.2014 2014 31.12.2015 31.12.2014
20152014
Fair value
20152014
al
al
31.12.2015 31.12.2014
20152014
Cash flow hedge
su opzione di acquisto
Totale
423
500
(77)
34
47
65
(18)
5
5
13
(8)
2
475
578
(103)
41
22
24
(2)
-
-
-
46
(12)
27
-
27
1
-
1
-
5
203
-
203
10
-
10
4
(2)
15
-
15
14
-
14
50
(9)
245
-
245
25
-
25
2
2
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
5
535
(530)
1
5
-
Totale
Totale derivati passivi
22
24
(2)
2
2
-
5
535
(530)
1
5
-
497
602
(105)
43
52
(9)
250
535
(285)
26
5
25
356
Derivati al FVTPL:
Con riferimento al livello di gerarchia del fair value si evidenzia che i derivati sono tutti classificati come
livello 2, ad eccezione del diritto di opzione per l’acquisto della quota nelle partecipate PH Chucas SA,e
Parque EolicoTalinay Oriente SA e Maicor Winfd Srl che sono classificati di livello 3 (al 31 dicembre 2014
il diritto di opzione si riferiva alla partecipata Renovables de Guatemala SA)
Per maggiori dettagli sui derivati passivi rinvia alla nota 45 “Derivati e hedge accounting”.
44. Risk management
44.1 Obiettivi e policy di gestione dei rischi finanziari
Con riferimento agli "Obiettivi e policy di gestione dei rischi finanziari" si rinvia a quanto indicato nel
bilancio consolidato.
44.2 Rischi di mercato
Con riferimento ai "Rischi di mercato" si rinvia a quanto indicato nel bilancio consolidato.
Rischio di tasso di interesse
Con riferimento al" Rischio di tasso di interesse" si rinvia a quanto indicato nel bilancio consolidato.
La seguente tabella mostra il valore nozionale dei derivati su tassi di interesse al 31 dicembre 2015 e 31
dicembre 2014 suddiviso per tipologia di contratto:
Milioni di euro
Valore nozionale
al 31.12.2015
al 31.12.2014
Interest rate swaps da variabile a fisso
494
548
Totale
494
548
Per maggiori dettagli sui derivati su tasso di interesse, si rinvia alla nota 45 “Derivati e hedge
accounting”.
il principale elemento di rischio per l’impatto negativo che potrebbe verificarsi sul Conto economico, in
termini di maggiori oneri finanziari, conseguentemente a un aumento dei tassi di interesse di mercato.
In base all’analisi dell’indebitamento finanziario a medio e lungo termine al 31 dicembre 2015 si evidenzia
che lo stesso risulta essere stipulato a tasso variabile per il 23% (25% al 31 dicembre 2014) e coperto
dal rischio tasso al 100%, considerando le operazioni in derivati designati di cash flow hedge.
La variabilità dei tassi di interesse relativamente all’indebitamento a tasso variabile a medio e lungo
termine, quindi, non produce effetti a Conto economico, in termini di maggiori oneri finanziari grazie alle
coperture eseguite.
357
L’ammontare dell’indebitamento a tasso variabile non coperto dal rischio di tasso di interesse rappresenta
Analisi di sensitività del tasso d’interesse
Enel Green Power Spa effettua l’analisi di sensitività attraverso la stima degli effetti della variazione nel
livello dei tassi di interesse sul portafoglio in strumenti finanziari.
In particolare, l’analisi di sensitività misura il potenziale impatto di scenari di mercato a Patrimonio Netto
per la componente di copertura dei derivati in Cash flow hedge.
Tali scenari sono rappresentati dalla traslazione parallela in aumento ed in diminuzione nella curva dei
tassi di interesse di riferimento alla data di bilancio.
al 31.12.2015
Milioni di euro
Impatto a
conto
economico (a
lordo delle
Aumento/riduzione
nei basis points
imposte)
al 31.12.2014
Impatto a
patrimonio
netto (a
lordo delle
imposte)
Impatto a conto
economico (a
lordo delle
imposte)
Impatto a
patrimonio netto (a
lordo delle imposte)
Variazione del fair value dei
derivati finanziari classificati
come strumenti di copertura
Cash Flow hedge
+25bp
-
8
-
9
-25bp
-
(8)
-
(9)
sensitività.
Rischio di cambio
Con riferimento al "Rischio di tasso di cambio" si rinvia a quanto indicato nel bilancio consolidato.
Nella seguente tabella vengono forniti alla data del 31 dicembre 2015 e del 31 dicembre 2014 il valore
nozionale delle operazioni in essere suddivise per tipologia di strumento di copertura:
Valore nozionale
al 31.12.2015
al 31.12.2014
Currency forwards
81
535
Totale
81
535
Per maggiori dettagli si rinvia alla nota n.45 “Derivati e hedge accounting”.
In base all’analisi dell’indebitamento si rileva che Enel Green Power Spa non detiene passività finanziarie
in divisa diversa dall’euro.
L’esistenza dell’esposizione al rischio tasso di cambio e totalmente connessa alle attività e passività
commerciali, pertanto, al fine di mitigare gli effetti a conto economico dei relativi flussi di cassa, la
Società ha stipulato dei contratti derivati currency forward con Enel Spa.
La considerevole riduzione di valore nozionale tra l’anno 2015 e l’anno 2014, è principalmente attribuibile
alla riscossione del credito finanziario a breve termine denominato in USD, che Enel Green Power Spa
vantava verso le sue società controllate nord americane, per il quale la Società aveva provveduto ad
effettuare le relative operazioni di copertura.
358
Milioni di euro
Analisi di sensitività del rischio di cambio
Enel Green Power Spa effettua l’analisi di sensitività attraverso la stima degli effetti della variazione nel
livello dei tassi di cambio sul portafoglio in strumenti finanziari.
In particolare, l’analisi di sensitività misura il potenziale impatto di scenari di mercato a Conto economico
per i derivati che non si qualificano in Hedge Accounting.
Tali scenari sono rappresentati dall’apprezzamento/deprezzamento del tasso di cambio dell’euro verso
tutte le divise estere rispetto al valore rilevato alla data di bilancio.
Mantenendo costanti tutte le altre variabili il risultato prima delle imposte è impattato come segue:
al 31.12.2015
Milioni di euro
Variazione del fair value degli strumenti
finanziari derivati classificati non di
copertura
Variazione del fair value degli strumenti
finanziari derivati classificati non di
copertura
al 31.12.2014
Impatto a
conto
economico
Impatto a
(a lordo
patrimonio
delle
netto (a lordo
imposte)
delle imposte)
Impatto a
conto
economico (a
lordo delle
imposte)
Impatto a
patrimonio
netto (a
lordo delle
imposte)
10%
6
-
49
-
(10%)
(7)
-
(59)
-
Aumento/Riduzione
nei tassi di cambio
sensitività.
Rischio di prezzo delle Commodity
Con l'obiettivo di ridurre il rischio di oscillazione dei prezzi dell’energia vengono utilizzate varie tipologie di
contratti derivati, in particolare CFD e swap.
L’esposizione al rischio legata alla variazione del prezzo dell’energia deriva essenzialmente dall’attività di
vendita di energia a prezzo variabile (vendite in Borsa).
In relazione all’energia venduta sulla Borsa dell’energia elettrica, Enel Green Power Spa ricorre alla
stipula di “Contratti per differenza (CFD) a due vie” con Enel Trade Spa, nei quali le differenze sono
e a favore di Enel Green Power Spa nel caso contrario. Per tali contratti non è previsto un premio fisso, e
vengono stipulati tipicamente nell’anno precedente la consegna dell’energia.
L’esposizione residua, derivante dalle vendite sulla Borsa non coperte da CFD a due vie, può essere
valutata e gestita in funzione di maggiore certezza in merito ai volumi di produzione attesi, attraverso
eventuali ulteriori operazioni di copertura a più breve scadenza.
Si precisa che la Società analizza tutti i contratti di compravendita di energia elettrica conclusi, al fine di
individuare se gli stessi si qualifichino come un contratto derivato da valutare ai sensi dello IAS 39 o se lo
stesso, pur non configurandosi come un contratto derivato, contenga eventuali derivati impliciti che
debbano essere valutati ai sensi dello IAS 39.
Al momento non sono emersi derivati impliciti da scorporare, mentre i contratti che si qualificano come
derivati sono coerentemente valutati.
359
regolate a favore della controparte nel caso in cui il Prezzo Unico Nazionale (PUN) superi il prezzo strike,
La seguente tabella espone il valore nozionale delle transazioni outstanding al 31 dicembre 2015 e del 31
dicembre 2014, suddiviso per tipologia di strumento:
Milioni di euro
Valore nozionale
al 31.12.2015
al 31.12.2014
CFD
250
339
Totale
250
339
Analisi di sensitività del rischio di prezzo delle commodity
La seguente tabella rappresenta il fair value che i contratti assumerebbero nel caso di variazione delle
quotazioni dei fattori di rischio sottostanti, mantenendo tutte le altre variabili costanti.
L’impatto sul patrimonio netto è dovuto all’effetto sul fair value dei derivati nel caso di
incremento/decremento del 10% delle quotazioni dei prezzi power delle variabili sottostanti.
L’esposizione della Società a variazioni dei prezzi delle altre commodity non è materiale.
al 31.12.2015
Milioni di euro
Impatto a
conto
Aumento/Riduzione economico (a
nei prezzi delle
lordo delle
commodity
imposte)
CFD
al 31.12.2014
Impatto a
patrimonio
netto (a
lordo delle
imposte)
Impatto a conto
economico (a
lordo delle
imposte)
Impatto a
patrimonio netto
(a lordo delle
imposte)
10%
(34)
(11)
(10%)
4
32
44.3 Rischio di credito
Con riferimento al "Rischio di credito" si rinvia a quanto indicato nel bilancio consolidato.
La massima esposizione al rischio di credito per le componenti di Stato Patrimoniale al 31 dicembre 2015
Finanziari”.
Concentrazione del rischio di credito dei clienti
Enel Green Power Spa è caratterizzata da significative concentrazioni del rischio del credito verso entità
del Gruppo Enel e verso controllate che rappresentano circa il 79% del totale crediti (89% al 31 dicembre
2014).
360
e del 31 dicembre 2014 è rappresentata dal valore contabile, come illustrato nel paragrafo “Strumenti
Attività finanziarie scadute ma non svalutate
Di seguito si riporta la tabella sulla esigibilità dei crediti verso terzi:
di cui con amministrazioni
pubbliche
al 31.12.2015
Milioni di euro
Crediti commerciali svalutati
-
-
Crediti commerciali non scaduti e non svalutati*
27
3
Crediti commerciali scaduti ma non svalutati
58
2
2
1
- da meno di 3 mesi
- da 3 a 6 mesi
35
-
- da 6 a 12 mesi
19
1
- da 12 a 24 mesi
1
-
- da più di 24 mesi
1
-
85
5
Totale
•
la voce comprende fatture da emettere per 16 milioni di euro.
44.4 Rischio di liquidità
Il rischio di liquidità è il rischio che la Società possa incorrere in difficoltà di adempimento alle proprie
obbligazioni associate a passività finanziarie che sono regolate tramite cassa o altre attività finanziarie.
Gli obiettivi di gestione del rischio di liquidità sono:
-
garantire un adeguato livello di liquidità per la Società, minimizzando il relativo costo
opportunità:
-
mantenere una struttura del debito equilibrata in termini di profilo di maturity e fonti di
finanziamento.
Enel Green Power Spa si avvale dei servizi di tesoreria accentrata svolti dalla controllante Enel Spa,
garantendosi sia l’accesso al mercato monetario e dei capitali, sia la tempestiva gestione dell’eventuali
eccedenze di liquidità.
La società detiene le seguenti linee di credito non utilizzate al 31.12.2015:
al 31.12.2015
Con scadenza
Con scadenza
entro 1 anno
oltre 1 anno
al 31.12.2014
Con scadenza
Con scadenza
entro 1 anno
oltre 1 anno
Linee di credito committed
1.051
-
1.211
500
Totale
1.051
-
1.211
500
La principale variazione intervenuta nel 2015 è relativa alla riduzione,richiesta da Enel Green Power Spa,
dell’affidamento sul conto corrente intercompany intrattenuto con la controllante Enel Spa ad 800 milioni
di euro e dalla scadenza del periodo di utilizzo della linea di credito a lungo termine contratta con la
società Enel Finance International BV per un ammontare di 500 milioni di euro.
361
Milioni di euro
Maturity analysis
La seguente tabella sintetizza il profilo di scadenza delle passività finanziarie della Società sulla base dei
flussi di pagamento contrattuali non attualizzati.
Scadenza entro
Milioni di euro
Meno di 3 mesi
da 3 mesi
da 1 a
da 2 a
Maggiore di
a 1 anno
2 anni
5 anni
5 anni
- tasso fisso
-
17
17
51
218
- tasso variabile
4
55
50
112
232
Totale
Finanziamenti non
bancari:
4
72
67
163
450
- tasso fisso
1.200
1.749
Totale
-
1.749
-
-
1.200
TOTALE
4
1.820
67
163
1.650
362
- tasso variabile
45. Derivati e Hedge Accounting
45.1 Hedge accounting
I contratti derivati sono rilevati inizialmente al fair value, alla data di negoziazione del contratto, e
successivamente sono rimisurati al loro fair value.
Il metodo di rilevazione degli utili e delle perdite relativi a un derivato è dipendente dalla designazione
dello stesso quale strumento di copertura, e in tal caso dalla natura dell’elemento coperto.
L’hedge accounting è applicato ai contratti derivati stipulati al fine di ridurre i rischi di tasso di interesse,
rischio di cambio e rischio di prezzo delle commodity, rischio di credito e equity quando sono rispettati i
criteri previsti dallo IAS 39.
Alla data di designazione della copertura, la società deve documentare la strategia e gli obiettivi di risk
management prefissati, nonché la relazione tra gli strumenti di copertura e gli elementi coperti; va inoltre
analizzata, alla data di designazione e successivamente su base sistematica, l’efficacia della copertura
attraverso test specifici prospettici e retrospettici al fine di verificare che gli strumenti di copertura
risultino altamente efficaci a compensare le variazioni di fair value e dei flussi di cassa degli elementi
coperti.
In relazione alla natura dei rischi a cui è esposta, la Società designa i derivati come strumenti di
copertura in una delle seguenti relazioni di copertura:
-
derivati di cash flow hedge relativi al rischio di: i) variazione dei flussi di cassa connessi
all’indebitamento a lungo termine indicizzato al tasso variabile; ii) cambio collegato con
l’indebitamento a lungo termine denominato in valuta diversa dalla valuta di conto o dalla valuta
funzionale in cui opera la società detentrice della passività finanziaria; iii) cambio del prezzo dei
combustibili espresso in valuta estera; iv) prezzo delle vendite di energia attese a prezzo variabile;
v) prezzo relativo alla compravendita di carbone e di commodity petrolifere;
-
derivati di fair value hedge, aventi per oggetto la copertura dell’esposizione alla variazione del fair
-
derivati di net investment in a foreign operation (NIFO), aventi per oggetto la copertura della
value di un’attività, di una passività o di un impegno irrevocabile imputabile a un rischio specifico;
volatilità dei tassi di cambio relativi a partecipazioni in società estere.
Per maggiori dettagli sulla natura e l’entità dei rischi derivanti dagli strumenti finanziari ai quali la società
Cash flow hedge
Il cash flow hedge è applicato con l’intento di coprire la Società dall’esposizione al rischio di variazioni dei
flussi di cassa attesi associati ad un’attività, una passività o una transazione altamente probabile. Tali
variazioni sono attribuibili ad un rischio specifico e potrebbero altrimenti impattare il conto economico.
La quota efficace delle variazioni del fair value dei derivati, che sono designati e si qualificano di cash flow
hedge, è rilevata a patrimonio netto tra le “altre componenti di conto economico complessivo (OCI)”.
L’utile o la perdita relativa alla quota di inefficacia è rilevata immediatamente a conto economico.
Gli ammontari rilevati a patrimonio netto sono rilasciati a conto economico nel periodo in cui l’elemento
coperto, a sua volta, si rilevi a conto economico.
Quando uno strumento di copertura giunge a scadenza o è venduto, oppure quando la copertura non
soddisfa più i criteri per l’applicazione dell’hedge accounting, ma l’elemento coperto non risulta scaduto o
cancellato, gli utili e le perdite cumulati rilevati a patrimonio netto fino a tale momento rimangono
sospesi a patrimonio netto e saranno rilasciati a conto economico quando la transazione futura sarà
definitivamente realizzata.
363
è esposta si rimanda alla nota 44 “Risk management”.
Quando una transazione prevista non è più ritenuta probabile, gli utili o perdite rilevati a patrimonio netto
sono rilasciati immediatamente a conto economico.
Attualmente la Società utilizza tali relazioni di copertura al fine di minimizzare la volatilità del conto
economico, attraverso strutture derivate in Interest Rate Swap e CFD; non utilizza, invece, fair value
hedge e Hedge of a Net Investment in a Foreign Operation (NIFO).
La tabella seguente espone il valore nozionale e il fair value dei derivati che si qualificano come strumenti
di copertura classificati in base alla tipologia di relazione di copertura.
Il valore nozionale di un contratto derivato è l’ammontare in base al quale i flussi di cassa sono scambiati.
Questo importo può essere espresso sia in termini di valore monetario sia in termini di quantità (quali per
esempio tonnellate convertite in euro moltiplicando il valore nozionale per il prezzo fissato). Gli importi
denominati in valute diverse dall’euro sono convertiti in euro applicando i tassi di cambio di fine periodo
forniti dalla Banca Centrale Europea.
Milioni di euro
Valore nozionale
al
al
31.12.2015 31.12.2014
al
al
31.12.2015 31.12.2014
Valore nozionale
al
al
31.12.2015 31.12.2014
al
al
31.12.2015 31.12.2014
Derivati
Cash flow hedge
sul rischio di tasso
d’interesse
sul rischio di prezzo su
commodity
-
-
Totale
-
339
-
10
250
-
(15)
-
-
10
701
500
(50)
(45)
339
451
500
(35)
(45)
Relativamente alla classificazione dei derivati di hedging come attività non-correnti e correnti e passività
non-correnti e correnti, si veda la nota 43 “Strumenti finanziari”.
Relazione di copertura per tipologia di rischio coperto
La società al 31 dicembre 2015 ha in essere relazioni di copertura di cash flow hedge ove i principali
strumenti di copertura sono rappresentati da interest rate swap volti a coprire i flussi di cassa futuri legati
a finanziamenti a tasso variabile esposti alla variabilità dei tassi di interesse. Tale esposizione rappresenta
dicembre 2015 il valore nozionale dei contratti derivati classificati di cash flow hedge ammonta a 701
milioni di euro a cui corrisponde un fair value negativo di 50 milioni di euro.
45.1.1 Rischio di tasso di interesse
tasso d’interesse delle transazioni in essere al 31 dicembre 2015 e al 31 dicembre 2014 suddivisi per
tipologia di elemento coperto:
Milioni di euro
Interest rate swap
Fair value
Elemento coperto
a tasso variabile.
Valore
nozionale
al 31.12.2015
Totale
Fair value
Valore
nozionale
al 31.12.2014
(35)
451
(45)
500
(35)
451
(45)
500
364
il principale elemento di rischio a causa del potenziale impatto negativo su conto economico. Al 31
L’ammontare del nozionale dei derivati in cash flow hedge è pari a 451 milioni di euro. La variazione di
nozionale rispetto al 31 dicembre 2014 è imputabile ad una naturale riduzione della quota di
ammortamento degli interest rate swap in essere. Al 31 dicembre 2015, il fair value negativo di 35
milioni di euro ha subito un miglioramento di 10 milioni di euro principalmente imputabile alla riduzione
generalizzata della curva dei tassi d’interesse.
La tabella seguente espone il valore nozionale e il fair value dei derivati di copertura del rischio di tasso
d’interesse al 31 dicembre 2015 e al 31 dicembre 2014, suddivisi per tipologia di relazione di copertura:
Milioni di euro
Derivati
Valore nozionale
al
al
31.12.2015 31.12.2014
al
al
31.12.2015 31.12.2014
Valore nozionale
al
al
31.12.2015 31.12.2014
al
al
31.12.2015 31.12.2014
Cash flow hedge
Interest rate swap
Totale derivati su
tasso d’interesse
-
-
-
-
451
500
(35)
(45)
-
-
-
-
451
500
(35)
(45)
flow hedge sul rischio di tasso d’interesse:
Milioni di euro
Fair value
al 31.12.2015
CFH su tasso d’interesse
2016
2017
2018
2019
2020
Oltre
(35)
(10)
(8)
(6)
(5)
(3)
(5)
-
-
-
-
-
-
-
(35)
(10)
(8)
(6)
(5)
(3)
(5)
Fair value positivo
Fair value negativo
La tabella seguente espone gli impatti a patrimonio netto dei derivati di cash flow hedge sul rischio di
tasso d’interesse avvenuti durante il periodo a lordo dell’effetto fiscale:
2015
2014
(45)
(6)
-
(50)
10
11
(35)
(45)
Variazione di fair value rilevata a patrimonio netto (OCI)
Variazione di fair value rilasciata a conto economico
Saldo di chiusura al 31 dicembre
45.1.2 Rischio di prezzo su commodity
La tabella seguente espone il valore nozionale e il fair value dei derivati di copertura del rischio di prezzo
su commodity al 31 dicembre 2015 e al 31 dicembre 2014 suddivisi per tipologia di relazione di
copertura:
Milioni di euro
Derivati
Valore nozionale
al
al
31.12.2015 31.12.2014
al
al
31.12.2015 31.12.2014
Valore nozionale
al
al
31.12.2015 31.12.2014
al
al
31.12.2015 31.12.2014
Cash flow hedge
Derivati su energia:
CFD
Totale derivati su
energia
Totale derivati su
prezzo su
commodity
-
340
-
10
250
-
(15)
-
-
340
-
10
250
-
(15)
-
-
340
-
10
250
-
(15)
-
365
Milioni di euro
Saldo di apertura al 1 gennaio
Nella tabella seguente sono indicate i flussi di cassa attesi negli esercizi futuri relativi ai derivati di cash
flow hedge sul rischio di prezzo su commodity:
Milioni di euro
Fair value
al
31.12.2015
CFH su prezzo su commodity
2016
(15)
Fair value positivo
Fair value negativo
2017
(10)
2018
2019
2020
Oltre
(5)
-
-
-
-
20
16
3
-
-
-
-
(35)
(26)
(8)
-
-
-
-
La tabella seguente espone gli impatti a patrimonio netto dei derivati di cash flow hedge sul rischio di
prezzo su commodity rilevati durante il periodo a lordo dell’effetto fiscale:
2015
Milioni di euro
Saldo di aperture al 1 gennaio
Variazione di fair value rilevata a patrimonio netto (OCI)
Saldo di chiusura al 31 dicembre
2014
10
(2)
(25)
12
(15)
10
45.2 Derivati al fair value through profit or loss
La tabella seguente espone il valore nozionale e il fair value dei derivati al FVTPL in essere al 31 dicembre
2015 e al 31 dicembre 2014 per ciascun tipo di rischio:
Derivati al FVTPL
- sul rischio di tasso
d’interesse
Valore nozionale
al
al
31.12.2015 31.12.2014
al
al
31.12.2015 31.12.2014
Valore nozionale
al
al
31.12.2015 31.12.2014
al
al
31.12.2015 31.12.2014
Interest rate swap
- sul rischio di tasso
di cambio
22
24
2
2
22
24
(2)
(2)
currency forward
75
-
6
-
5
535
(1)
(5)
Totale
97
24
8
2
27
559
(3)
(7)
366
Milioni di euro
46. Informativa sulle parti correlate
Per l’informativa sulle parti correlate si rimanda a quanto indicato nel bilancio consolidato (Nota n.48).
Per l’informativa sulla remunerazione dei Dirigenti con responsabilità strategiche si rimanda a quanto
pubblicato nel Documento informativo sui compensi 2015”, pubblicato sul sito internet della Società
(www.enelgreenpower.com, sezione “Governance”).
Tutte le transazioni con parti correlate sono state concluse alle normali condizioni di mercato.
Si riportano di seguito i principali rapporti con parti correlate.
La società controllante Enel SpA
I rapporti con la controllante Enel Spa riguardano principalmente:
>
la centralizzazione presso la Capogruppo di alcune funzioni di supporto inerenti alle attività legali,
personale, segreteria societaria, amministrazione, pianificazione e controllo relative a Enel Green
Power Spa;
>
i servizi di direzione e coordinamento svolti dalla Capogruppo Enel Spa nei confronti di Enel Green
Power Spa.
Parti correlate interne al Gruppo Enel
I rapporti più significativi con le società controllate da Enel SpA riguardano:
>
Enel Trade Spa: vendita di energia e di certificati verdi da Enel Green Power Spa a Enel Trade Spa
e gestione del rischio su commodity effettuata da Enel Trade Spa per le società del Gruppo Enel
Green Power Spa;
>
Enel Produzione Spa: vendita di energia da Enel Green Power Spa a Enel Produzione Spa e
prestazione di servizi di teleconduzione degli impianti idroelettrici ed eolici, mantenimento in
sicurezza delle dighe e manutenzione degli impianti idroelettrici svolti da Enel Produzione SpA per
>
Enel Italia Srl (già Enel Servizi Srl): gestione dei servizi di approvvigionamento, gestione degli
spazi, servizi amministrativi, di ristorazione e di gestione del parco macchine svolti da Enel Italia
>
Enel Ingegneria e Ricerca Spa: servizi consulenziali e gestione tecnica dei progetti relativi alla
costruzione di nuovi impianti svolti da Enel Ingegneria e Ricerca Spa per Enel Green Power Spa e
le società del Gruppo;
>
Enel Finance International BV: erogazione di finanziamenti ad Enel Green Power Spa e alle società
del Gruppo;
>
società all’interno del subgruppo Endesa: gestione di servizi amministrativi, di fornitura di
software e hardware e di compravendita di energia per il subgruppo Enel Green Power España
367
Srl per Enel Green Power Spa;
Rapporti commerciali e diversi 2015
Costi
Milioni di Euro
Crediti
Debiti
Beni
al 31.12.2015
Ricavi
Servizi
Beni
2015
Servizi
2015
Società controllante
Enel SpA
113
17
-
16
-
0
Totale
113
17
-
16
-
0
3SUN Srl
-
10
77
1
-
-
Altomonte FV Srl
1
1
-
-
-
-
Dominica Energia Limpia S. de R.L. de C.V.
2
-
-
-
-
2
Empresa Eléctrica Panguipulli SA
12
-
-
-
-
2
Enel Brasil Participações Ltda
15
-
-
-
-
3
Enel Green Power Bioenergy Srl
2
-
-
-
-
-
Enel Green Power Cabeça de Boi SA
2
-
-
-
-
1
4
-
-
-
-
2
Enel Green Power Chile Limitada
4
-
-
-
-
1
Enel Green Power Cristal Eolica SA
2
-
-
-
-
-
Enel Green Power Damascena Eolica SA
2
-
-
-
-
1
Enel Green Power Dois Riachos Eolica SA
1
-
-
-
-
1
Enel Green Power Emiliana Eolica SA
2
-
-
-
-
-
24
3
-
7
-
10
2
-
-
-
-
1
Enel Green Power España SA
Enel Green Power Esperança Eolica SA
Enel Green Power Fazenda SA
3
-
-
-
-
1
13
-
-
-
-
18
3
-
-
-
-
-
18
2
-
1
-
2
Enel Green Power Manicoba Eolica SA
1
-
-
-
-
1
6
-
-
-
-
-
Enel Green Power Joana Eolica SA
2
-
-
-
-
-
Enel Green Power Latin America Ltda
3
-
-
-
-
-
Enel Green Power México S de RL de CV
2
-
-
-
-
-
Enel Green Power Modelo I Eolica SA
2
-
-
-
-
-
Enel Green Power Modelo II Eolica SA
1
-
-
-
-
-
Enel Green Power North America Inc.
13
1
-
-
-
12
Enel Green Power Panama SA
7
3
-
-
-
5
1
-
-
-
-
-
Enel Green Power Pau Ferro Eolica SA
Enel Green Power Pedra do Geronimo Eolica
SA
2
-
-
-
-
-
2
-
-
-
-
-
Enel Green Power Primavera Eolica SA
2
-
-
-
-
-
Enel Green Power Guatemala SA
Enel Green Power Hellas SA
1
2
-
-
-
-
17
1
-
1
-
4
Enel Green Power RSA (Pty) Ltd
4
-
-
-
-
1
Enel Green Power Salto Apiacas SA
2
-
-
-
-
1
Enel Green Power SAO Judas Eolica SA
2
-
-
-
-
-
Enel Green Power South Africa BV
1
-
-
-
-
-
Enel Green Power Romania Srl
368
Imprese controllate e collegate
Costi
Milioni di Euro
Crediti
Debiti
Beni
al 31.12.2015
Ricavi
Servizi
Beni
2015
Servizi
2015
2
-
-
-
-
1
Enel Green Power Tacaico Eolica SA
2
-
-
-
-
-
Enel Green Power Uruguay SA
1
-
-
-
-
-
Energia Eolica Srl
Enel Green Power Partecipazioni Speciali
Srl
Energias Renovables La Mata S.A.P.I. De
CV
1
-
-
-
-
-
1
-
-
-
-
-
1
-
-
-
-
1
Enerlive Srl
Finerge-Gestao De Projectos Energéticos
SA
1
1
-
-
-
-
-
-
-
-
-
2
Generadora de Occidente Ltda
-
-
-
-
-
1
Geotermica del Norte SA
-
-
-
-
1
-
Goodwell Wind Project LLC
6
-
-
-
-
6
Kalenta Ltd
1
-
-
-
-
-
Little ELK Wind Project LLC
2
-
-
-
-
2
P.H. Chucas SA
Energia Limpia de Palo Alto, S. de R.L. de
C.V.
3
-
-
-
-
4
1
-
-
-
-
1
Parcque Eolico Renaico SpA
-
-
-
-
-
14
Parque Eolico Taltal SA
(1)
-
-
-
-
-
Parque Eólico Valle de los Vientos SA
-
-
-
-
-
1
Powercrop Srl
1
-
-
-
-
-
Powercrop Macchiareddu Srl
2
-
-
-
-
2
Powercrop Russi Srl
2
-
-
-
-
1
1
-
-
-
-
1
Taranto Solar Srl
1
-
-
-
-
-
Vientos de Altiplano, S. de R.L. de C.V.
Totale
2
-
-
-
-
2
213
24
77
10
1
108
Enel Distribuzione Spa
1
-
-
-
-
-
Enel Energia Spa
-
2
-
-
-
-
Enel Energy Europe SL
-
2
-
1
-
-
Enel Factor
-
12
-
-
-
-
Enel Ingegneria e Innovazione Spa
-
-
-
(1)
-
-
Enel Italia Srl
-
34
-
41
-
-
91
35
2
8
-
-
Enel Produzione Spa
Enel Trade Spa
28
10
-
-
133
-
Totale
120
96
2
49
133
-
TOTALE
446
137
79
75
134
108
369
Società del Gruppo Enel
Rapporti commerciali e diversi 2014
Costi
Milioni di Euro
Crediti
Debiti
Beni
al 31.12.2014
Ricavi
Servizi
Beni
2014
Servizi
2014
Società controllante
Enel SpA
7
40
-
21
-
-
Totale
7
40
-
21
-
-
3SUN Srl
4
-
51
-
-
-
Almeyda Solar Spa
1
-
-
-
4
1
Altomonte FV Srl
2
-
-
-
-
-
Dominica Energia Limpia S. de R.L. de C.V.
7
-
-
-
-
7
Empresa Eléctrica Panguipulli SA
12
-
-
-
-
10
6
-
-
-
-
1
Enel Green Power Cabeça de Boi SA
1
-
-
-
-
1
3
1
-
-
-
2
4
-
-
-
-
-
Enel Green Power Costa Rica SA
3
-
-
-
-
-
Enel Green Power Cristal Eolica SA
2
-
-
-
-
-
Enel Green Power Damascena Eolica SA
1
-
-
-
-
1
Enel Green Power Dois Riachos Eolica SA
-
-
-
-
-
1
Enel Green Power Emiliana Eolica SA
1
-
-
-
-
-
19
6
-
7
-
6
Enel Green Power Esperança Eolica SA
1
-
-
-
-
1
Enel Green Power Fazenda SA
1
-
-
-
1
1
17
-
-
-
-
21
Enel Green Power France Sas
-
-
-
1
-
1
Enel Green Power Guatemala SA
3
-
-
-
-
-
14
3
-
1
-
2
5
-
-
-
-
2
Enel Green Power Joana Eolica SA
1
-
-
-
-
-
Enel Green Power Latin America Ltda
3
-
-
-
-
-
1
-
-
-
-
-
Enel Green Power Modelo I Eolica SA
1
-
-
-
-
-
Enel Green Power Modelo II Eolica SA
1
-
-
-
-
-
11
-
-
-
-
11
Enel Green Power Panama SA
3
-
-
-
-
2
Enel Green Power Pau Ferro Eolica SA
2
-
-
-
-
1
Enel Green Power Pedra do Geronimo Eolica SA
2
-
-
-
-
-
Enel Green Power Primavera Eolica SA
2
-
-
-
-
-
1
-
-
-
-
-
17
1
-
1
-
4
Enel Green Power Salto Apiacas SA
1
-
-
-
-
1
Enel Green Power SAO Judas Eolica SA
2
-
-
-
-
-
3
-
-
-
-
-
Enel Green Power Tacaico Eolica SA
1
-
-
-
-
1
Enel Green Power TSS Srl
3
-
-
-
-
-1
Energia Eolica Srl
1
1
-
-
-
-
Energia Nueva Energia Limpia Mexico Srl de cv
2
-
-
-
-
1
Energias Renovables La Mata S.A.P.I. De CV
5
-
-
-
-
4
Enerlive Srl
1
1
-
-
-
-
Enexon Hellas SA
1
-
-
-
-
-
Finerge-Gestao De Projectos Energéticos SA
1
-
-
-
-
1
Generadora de Occidente Ltda
-
-
-
-
-
1
Geotermica del Norte SA
1
-
-
-
-
-
Kalenta Ltd
1
-
-
-
-
-
Maicor Wind Srl
1
-
-
-
-
-
Origin Wind Energy, LLC
6
-
-
-
-
6
P.H. Chucas SA
3
-
-
-
-
2
Parque Eólico Cabo Villano SL
1
-
-
-
-
-
Enel Green Power España SA
Enel Green Power Romania Srl
370
Costi
Milioni di Euro
Crediti
Debiti
Beni
al 31.12.2014
2014
Ricavi
Servizi
Beni
Servizi
2014
Parque Eólico Sierra Del Madero SA
1
-
-
-
-
-
Parque Eolico Talinay SA
-
-
-
-
-
1
Parque Eolico Taltal SA
2
-
-
-
-
3
Parque Eólico Valle de los Vientos SA
3
-
-
-
-
1
Powercrop Srl
2
-
-
-
-
1
Proveedora de Electricidad de Occidente Srl de cv
1
-
-
-
-
-
2
-
-
-
-
1
Stipa Nayaá SA de CV
1
-
-
-
-
1
198
13
51
10
5
100
Endesa SA
-
1
-
-
-
-
Enel Distribuzione Spa
1
-
-
-
-
-
Enel Energia Spa
-
16
9
-
-
-
Enel Energy Europe SL
-
2
-
1
-
-
Enel Factor
-
19
-
-
-
-
Enel Ingegneria e Innovazione Spa
-
4
-
1
-
-
Enel Italia Srl
-
21
-
30
-
-
112
35
2
7
-
-
-
1
-
-
-
-
17
3
-
-
191
-
Totale
130
101
11
39
191
-
TOTALE
335
154
62
70
196
100
Totale
Enel Produzione Spa
Enel Sole Srl
Enel Trade Spa
371
Società del Gruppo ENEL
Rapporti finanziari 2015
Milioni di euro
Crediti
Debiti
Oneri
al 31.12.2015
Proventi
2015
Impresa controllante
Enel SpA
9
331
111
36
Totale
9
331
111
36
Altomonte FV Srl
141
2
-
1
3SUN Srl
-
273
1
-
-
-
-
2
Enel Green Power Bioenergy Srl
-
4
-
-
-
7
-
3
Enel Green Power CAI Agroenergy Srl
1
-
-
-
-
-
-
4
11
-
-
-
-
-
-
1
-
2.380
86
20
-
-
-
2
Enel Green Power North America Development
-
-
-
8
-
-
-
67
-
1
-
-
Enel Green Power RSA (Pty) Ltd
-
-
-
3
-
13
-
-
Enel Green Power Strambino Solar Srl
1
-
-
-
Enel Green Power Uruguay SA
-
-
-
1
Energia Eolica Srl
3
2
-
1
Enerlive Srl
-
2
-
-
Maicor Wind Srl
-
-
-
4
Powercrop Srl
12
-
-
-
Totale
28
2.682
87
117
Enel Trade SpA
-
15
Enel Finance International BV
-
2
-
TOTALE
37
17
29
3.030
227
8
5
8
161
372
Totale
24
Rapporti finanziari 2014
Milioni di euro
Crediti
Debiti
Oneri
al 31.12.2014
Proventi
2014
Impresa controllante
Enel SpA
12
67
31
-
Totale
12
67
31
-
3SUN Srl
13
-
-
1
-
-
-
1
-
4
-
3
2
Enel Green Power North America Development
-
-
-
11
-
-
-
-
-
-
1
237
2.201
90
3
-
-
-
1
82
-
-
4
453
-
-
-
60
-
-
-
-
-
3
Enel Green Power Strambino Solar Srl
1
-
-
-
Energia Eolica Srl
3
2
-
3
Enerlive Srl
-
7
-
-
LaGeo SA De Cv
-
-
-
30
4
Maicor Wind Srl
Powercrop Srl
Totale
-
1
-
10
-
-
-
810
2.275
90
56
11
-
2
76
-
501
4
-
Enel Trade SpA
Enel Finance International BV
Totale
TOTALE
11
501
6
76
833
2.843
127
132
373
In quanto operatore nel campo della produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili Enel Green Power
vende energia elettrica e usufruisce di servizi di distribuzione e trasporto per un certo numero di società
controllate dallo Stato (azionista del Gruppo Enel SpA).
I rapporti con le imprese possedute o controllate dallo Stato riguardano principalmente:
>
Gestore dei Mercati Energetici SpA;
>
Gestore dei Servizi Energetici SpA;
>
Terna SpA.
Costi
Milioni di Euro
Crediti
Debiti
Ricavi
Beni
al 31.12.2015
Servizi
Beni
2015
Servizi
2015
GME SpA
-
-
24
3
555
2
GSE SpA
72
1
-
2
1
310
Terna SpA
Totale
-
-
13
-
16
-
72
1
37
5
572
312
Costi
Milioni di Euro
Crediti
al
31.12.2014
Debiti
Beni
Ricavi
Servizi
Beni
2014
Servizi
2014
GME SpA
-
-
4
11
522
3
GSE SpA
108
1
1
2
26
360
Terna SpA
Totale
-
-
21
(1)
2
-
108
1
26
12
550
363
374
Parti correlate esterne al Gruppo
Enel
47. Impegni contrattuali e garanzie
Milioni di euro
Fidejussioni e garanzie prestate
a:
al 31.12.2015
al 31.12.2014
2015-2014
5.355
3.215
2.140
81
53
28
2.112
- terzi
- imprese controllate
5.274
3.162
- imprese collegate
-
-
-
Impegni assunti:
769
636
133
- forniture e prestazioni
Totale
769
636
133
6.124
3.851
2.273
Le fideiussioni rilasciate nell’interesse di società controllate sono relative alla copertura degli impegni
assunti, riconducibili tipicamente a garantire la serietà della partecipazione a gare indette per lo sviluppo
di nuovi progetti, il pagamento di taluni contratti di costruzione di impianti, la connessione alla rete
elettrica degli impianti in costruzione e/o in esercizio, le prestazioni sui contratti pluriennali di vendita di
energia.
48. Passività e attività potenziali
Per le Passività e attività potenziali si rimanda a quanto indicato nel bilancio consolidato, laddove riferibili
alla società Enel Green Power Spa.
49. Fatti di rilievo intervenuti dopo la chiusura dell’esercizio
Per i fatti di rilievo intervenuti dopo la chiusura dell’esercizio si rimanda a quanto indicato nel Bilancio
375
consolidato, laddove riferibili alla società Enel Green Power Spa.
Compensi alla Società di revisione ai sensi dell’art. 149
duodecies del “Regolamento Emittenti CONSOB”
I corrispettivi di competenza dell’esercizio 2015 riconosciuti alla Società di revisione e alle entità
appartenenti al suo network a fronte di prestazioni di servizi sono riepilogati nella tabella che segue,
redatta secondo quanto indicato dall’art. 149 duodecies del “Regolamento Emittenti CONSOB”.
Soggetto che ha
erogato il servizio
Compensi (milioni
di euro)
Reconta Ernst & Young Spa
0,6
0,3
Tipologia di servizi
Enel Green Power Spa
Revisione contabile
Servizi di attestazione
Totale
0,9
Società controllate da Enel Green Power Spa
0,2
Entità della rete EY
3,1
-
Revisione contabile
Entità della rete EY
0,6
Totale
3,9
TOTALE
4,8
376
Servizi di attestazione
Attività di direzione e coordinamento
Si riportano i dati essenziali dell’ultimo bilancio approvato di Enel Spa, che esercita attività di direzione e
coordinamento su Enel Green Power Spa:
Milioni di euro
al 31.12.2014
ATTIVITA'
Partecipazioni
Attività finanziarie non correnti
Totale
19
38.754
2.125
850
41.748
Attività correnti
Crediti commerciali
Attività finanziarie correnti
132
5.320
869
6.972
Totale
13.293
TOTALE ATTIVITA’
55.041
PATRIMONIO NETTO E PASSIVITA'
PATRIMONIO NETTO
25.136
Passività per imposte differite e fondi rischi e oneri
Passività finanziarie non correnti
Totale
17.288
570
2.484
287
20.629
Passività correnti
Finanziamenti a breve termine e quote correnti dei
finanziamenti a lungo termine
Debiti commerciali
Passività finanziarie correnti
Totale
7.109
139
1.053
975
9.276
TOTALE PASSIVITA'
29.905
TOTALE PATRIMONIO NETTO E PASSIVITA’
55.041
377
Conto Economico
2014
Ricavi
246
Costi
869
Proventi da partecipazioni
1.818
Proventi / (Oneri) finanziari netti
(919)
Imposte
(282)
UTILE DELL'ESERCIZIO
558
378
Milioni di euro
379
Attestazione
dell’Amministratore Delegato
e del Dirigente preposto alla
redazione dei documenti
contabili societari
Attestazione dell’Amministratore Delegato e del
Dirigente preposto alla redazione dei documenti
contabili societari relativa al Bilancio di esercizio di Enel
Green Power SpA al 31 dicembre 2015, ai sensi dell’art.
154-bis, comma 5, del Decreto Legislativo 24 febbraio
1998, n. 58 e dell’art. 81-ter del Regolamento Consob 14
maggio 1999, n. 11971
1. I sottoscritti Francesco Venturini e Giulio Antonio Carone, nella qualità rispettivamente di
Amministratore Delegato e di Dirigente preposto alla redazione dei documenti contabili societari di
Enel Green Power S.p.A. attestano, tenuto anche conto di quanto previsto dall’art. 154-bis, commi 3
e 4, del Decreto Legislativo 24 febbraio 1998, n. 58:
a. l’adeguatezza in relazione alle caratteristiche dell’impresa e
b. l’effettiva applicazione
delle procedure amministrative e contabili per la formazione del bilancio di esercizio di Enel Green
Power S.p.A., nel corso del periodo compreso tra il 1° gennaio 2015 ed il 31 dicembre 2015.
2. Al riguardo si segnala che:
a. l’adeguatezza delle procedure amministrative e contabili per la formazione del bilancio di esercizio
di Enel Green Power S.p.A. è stata verificata mediante la valutazione del sistema di controllo
interno sull’informativa finanziaria. Tale valutazione è stata effettuata prendendo a riferimento i
criteri stabiliti nel modello “Internal Controls - Integrated Framework” emesso dal “Committee of
Sponsoring Organizations of the Treadway Commission (COSO);
b. dalla valutazione del sistema di controllo interno sull’informativa finanziaria non sono emersi
aspetti di rilievo.
3. Si attesta inoltre che il bilancio di esercizio di Enel Green Power S.p.A. al 31 dicembre 2015:
a. è redatto in conformità ai principi contabili internazionali applicabili riconosciuti nella Comunità
Europea ai sensi del regolamento (CE) n. 1606/2002 del Parlamento Europeo e del Consiglio, del
19 luglio 2002;
b. corrisponde alle risultanze dei libri e delle scritture contabili;
economica e finanziaria dell’emittente.
4. Si attesta infine che la relazione sulla gestione, inserita nella Relazione Finanziaria Annuale 2015 e
che correda il bilancio di esercizio di Enel Green Power S.p.A. al 31 dicembre 2015 comprende
un’analisi attendibile dell’andamento e del risultato della gestione, nonché della situazione
dell’emittente, unitamente alla descrizione dei principali rischi e incertezze cui è esposto.
Roma, 21 marzo 2016
Francesco Venturini
Giulio Antonio Carone
Amministratore Delegato
Dirigente preposto alla redazione
di Enel Green Power S.p.A.
dei documenti contabili societari di Enel Green Power
S.p.A.
Relazione Finanziaria Annuale al 31 Dicembre 2015 – Corporate Governance
380
c. è idoneo a fornire una rappresentazione veritiera e corretta della situazione patrimoniale,
Corporate Governance
Il sistema di corporate governance di Enel Green Power SpA è conforme ai principi contenuti nel Codice di
35
Autodisciplina delle società quotate , cui la Società aderisce. L’indicato sistema di corporate governance
è inoltre ispirato alle raccomandazioni formulate dalla CONSOB in materia e, più in generale, alle best
practice internazionali.
Il sistema di governo societario adottato da parte di Enel Green Power e del Gruppo societario che a essa
fa capo risulta essenzialmente orientato all’obiettivo della creazione di valore per gli azionisti in un
orizzonte di medio-lungo periodo, nella consapevolezza della rilevanza sociale delle attività in cui il
Gruppo è impegnato e della conseguente necessità di considerare adeguatamente, nel relativo
svolgimento, tutti gli interessi coinvolti.
In conformità a quanto previsto dalla legislazione italiana in materia di società con azioni quotate,
l’organizzazione della Società si caratterizza per la presenza:
•
di un consiglio di amministrazione incaricato di provvedere in ordine alla gestione aziendale, i cui
membri sono nominati dall'assemblea, sulla base delle liste presentate dagli azionisti e dal Consiglio
di Amministrazione uscente, tenendo conto – tra gli altri – di requisiti di indipendenza ed equilibrio tra
i generi;
•
di un collegio sindacale chiamato a vigilare: (i) circa l’osservanza della legge e dello statuto, nonché
sul rispetto dei principi di corretta amministrazione nello svolgimento delle attività sociali; (ii) sul
processo di informativa finanziaria, nonché sull’adeguatezza della struttura organizzativa, del sistema
di controllo interno e del sistema amministrativo-contabile della Società; (iii) sulla revisione legale dei
conti annuali e dei conti consolidati, nonché circa l’indipendenza della società di revisione legale dei
conti; e, infine, (iv) sulle modalità di concreta attuazione delle regole di governo societario previste
dal Codice di Autodisciplina;
•
dell’assemblea dei soci, competente a deliberare tra l’altro – in sede ordinaria o straordinaria – in
merito: (i) alla nomina e alla revoca dei componenti il consiglio di amministrazione e il collegio
sindacale e circa i relativi compensi e responsabilità; (ii) all’approvazione del bilancio e alla
destinazione degli utili; (iii) all’acquisto e alla alienazione delle azioni proprie; (iv) ai piani di
(35) Disponibile nelle sue varie edizioni sul sito internet di Borsa Italiana (all’indirizzo http://www.borsaitaliana.it)
381
azionariato; (v) alle modificazioni dello statuto sociale; (vi) all’emissione di obbligazioni convertibili.
L’attività di revisione legale dei conti risulta affidata a una società specializzata iscritta nell’apposito
registro, nominata dall’assemblea dei soci su proposta motivata del collegio sindacale.
Alberto De Paoli (P)
Francesco Venturini
(AD/DG)
Luca Anderlini (2,3)
Società di
Revisione
Ernst & Young
Carlo Angelici (2,3)
Giovanni Battista
Lombardo (1)
Giovanni Pietro
Malagnino (1,3)
Luciana Tarozzi (1)
Francesca Romana
Napolitano
Ludovica Parodi Borgia
Franco Fontana (P)
Giuseppe Ascoli
Maria Rosaria
Leccese
Paola Muratorio (2)
Per informazioni dettagliate sul sistema di Corporate Governance si rinvia alla Relazione sul governo
societario e gli assetti proprietari di Enel Green Power, pubblicata sul sito internet della Società
382
(www.enelgreenpower.com, sezione “Governance”).
Allegati
Imprese e partecipazioni rilevanti del Gruppo Enel Green
Power al 31 dicembre 2015
In conformità a quanto disposto dalla Comunicazione Consob n. DEM/6064293 del 28 luglio 2006 e
dell’art. 126 della deliberazione CONSOB n. 11971 del 14 maggio 1999, sono forniti di seguito gli elenchi
delle imprese controllate da Enel Green Power SpA e a esse collegate al 31 dicembre 2015, a norma
dell’art. 2359 del codice civile, nonché delle altre partecipazioni rilevanti.
Tutte le partecipazioni sono possedute a titolo di proprietà.
Per ogni impresa sono indicati: la denominazione, la sede legale, il capitale sociale, la valuta in cui è
espresso, le società del Gruppo che possiedono una partecipazione nell’impresa e le rispettive percentuali
Relazione Finanziaria Annuale al 31 Dicembre 2015 – Allegati
384
di possesso e la percentuale di possesso del Gruppo.
Sede Legale
Nazione
Enel Green Power
SpA
Roma
Italia
Denominazione
Sede Legale
Nazione
(Cataldo) Hydro
Power Associates
New York
USA
3-101-665717
S.A.
Costa Rica
Costa Rica
3SUN Srl
Catania
Italia
Johannesburg
Repubblica
del
Sudafrica
Santiago
Cile
Minneapolis
USA
Agatos Green Power Trino
Roma
Italia
Aguilon 20 SA
Zaragoza
Spagna
Albany Solar, LLC
Delaware
USA
Almeyda Solar SpA
Santiago
Cile
Almussafes Servicios
Energéticos SL
Valencia
Spagna
Alvorada Energia SA
Rio De Janeiro
Brasile
Annandale Solar, LLC
Delaware
USA
Apiacàs Energia SA
Rio De Janeiro
Brasile
Aquenergy Systems LLC
Greenville
USA
Atwater Solar, LLC
Delaware
USA
Wilmington
USA
Delaware
USA
Autumn Hills LLC
Delaware
USA
BLP ENERGY PRIVATE
LIMITED
New Delhi
India
BLP VAYU (PROJECT 1)
PRIVATE LIMITED
Haryana
India
BLP VAYU (PROJECT 2)
PRIVATE LIMITED
Haryana
India
BLP WIND PROJECT
(AMBERI) PRIVATE
LIMITED
New Delhi
India
Barnet Hydro Company
LLC
Burlington
USA
Philadelphia
USA
Philadelphia
USA
ADAMS SOLAR
PV PROJECT TWO
(RF) PTY LTD
ASTRONOMY &
ENERGY SpA
Agassiz Beach
LLC
Aurora Distributed Solar,
LLC
Aurora Land Holdings,
LLC
Beaver Falls Water Power
Company
Beaver Valley Holdings
LLC
Capitale
Sociale
Val
uta
Detenuta da
1.000.000
.000
EUR
Enel SpA
Capitale
Sociale
-
Val
uta
USD
Detenuta da
Pyrites Hydro, LLC
Hydro Development
Group Acquisition, LLC
%
poss
esso
azion
i
ordin
arie
Metodo
Consolid
amento
68,29
%
100,0
0%
Holding
%
poss
esso
grup
po
%
poss
esso
azion
i
ordin
arie
Metodo
Consolid
amento
51,00
%
Integrale
62,48
%
Integrale
50,00
%
50,00
%
100,0
0%
CRC
PH Chucas SA
35.205.98
4
EUR
100,0
0%
100,0
0%
Integrale
10.000.00
0
ZAR
(Pty) Ltd
60,00
%
60,00
%
Integrale
CLP
Parque Eólico Renaico
SpA
USD
Chi Minnesota Wind LLC
Enel Green Power Solar
Energy Srl
SL
LLC
100,0
0%
51,00
%
80,00
%
51,00
%
100,0
0%
99,91
%
51,00
%
80,00
%
30,60
%
100,0
0%
Enel Green Power Chile
Ltda
100,0
0%
99,91
%
Integrale
SL
ENEL GREEN POWER
BRASIL PARTICIPAÇÕES
LTDA
LLC
ENEL GREEN POWER
LTDA
EGPNA REP Hydro
Holdings, LLC
LLC
100,0
0%
60,00
%
Integrale
100,0
0%
100,0
0%
Integrale
100,0
0%
100,0
0%
Integrale
100,0
0%
100,0
0%
Integrale
100,0
0%
100,0
0%
100,0
0%
100,0
0%
51,00
%
51,00
%
100,0
0%
100,0
0%
100,0
0%
51,00
%
10.000
5.000.000
10.000
2.682.000
1.736.965
.000
3.010
17.117.41
6
21.216.84
6
30.000.00
0
7.500.000
45.000.00
0
5.000.000
-
EUR
EUR
USD
CLP
EUR
BRL
USD
BRL
USD
USD
Integrale
Integrale
Integrale
Integrale
Integrale
Integrale
Integrale
USD
Enel Kansas LLC
USD
Enel Kansas LLC
USD
INR
Enel Green Power
Development B.V.
68,00
%
68,00
%
Integrale
INR
BLP ENERGY PRIVATE
LIMITED
100,0
0%
68,00
%
Integrale
INR
BLP ENERGY PRIVATE
LIMITED
100,0
0%
68,00
%
Integrale
INR
BLP ENERGY PRIVATE
LIMITED
100,0
0%
68,00
%
Integrale
America Inc
Sweetwater Hydroelectric
LLC
Beaver Valley Holdings
LLC
America Inc
10,00
%
90,00
%
67,50
%
100,0
0%
100,0
0%
Integrale
USD
USD
USD
67,50
%
100,0
0%
Integrale
Integrale
Integrale
Integrale
Integrale
385
Denominazione
%
poss
esso
grup
po
Philadelphia
USA
Black River Hydro Assoc
New York
USA
Boiro Energia SA
Boiro
Spagna
Boott Field LLC
Wilmington
USA
Boott Hydropower LLC
Boston
USA
Bp Hydro Associates
Boise
USA
Bp Hydro Finance
Partnership
Salt Lake City
USA
Topeka
USA
Lombardy East
Repubblica
del
Sudafrica
Boise
USA
Los Angeles
USA
Buffalo Dunes Wind
Project, LLC
Business Venture
Investments 1468 (Pty)
Ltd
Bypass Limited LLC
Bypass Power Company
LLC
Canastota Wind Power
LLC
Caney River Wind Project
LLC
Carodex (Pty) Ltd
Castle Rock Ridge Limited
Partnership
Wilmington
USA
Topeka
USA
Houghton
Repubblica
del
Sudafrica
Calgary
Canada
Siviglia
Spagna
Delaware
USA
Chi Black River LLC
Wilmington
USA
Chi Idaho LLC
Wilmington
USA
Wilmington
USA
Chi Operations Inc
Wilmington
USA
Chi Power Inc
Wilmington
USA
Chi Power Marketing Inc
Wilmington
USA
Chi West LLC
Wilmington
USA
Chisago Solar, LLC
Delaware
USA
Oklahoma City
USA
Zaragoza
Spagna
Cogeneración Lipsa SL
Barcellona
Spagna
Compañía Eólica Tierras
Altas SA
Soria
Spagna
Greenville
USA
Wilmington
USA
Wilmington
USA
Wilmington
USA
Wilmington
USA
Cádiz
Spagna
Central Hidráulica GüejarSierra SL
Cherokee Falls
Hydroelectric Project, LLC
Chisholm View Wind
Project LLC
Cogeneración El Salto SL
- in liquidazione
Coneross Power
Corporation Inc
Consolidated Hydro New
Hampshire LLC
Consolidated Hydro New
York LLC
Consolidated Hydro
Southeast LLC
Consolidated Pumped
Storage Inc
Consorcio Eólico Marino
Cabo De Trafalgar SL
601.010
-
1.000
116
364.210
100
100
100
100
36.061
720.000
13.222.00
0
110.000
550.000
200.000
51,00
%
Integrale
63,25
%
Integrale
America Inc
EGPNA Development
Holdings, LLC
100,0
0%
75,00
%
25,00
%
40,00
%
100,0
0%
100,0
0%
32,00
%
68,00
%
75,92
%
24,08
%
75,00
%
ZAR
(Pty) Ltd
USD
EGPNA REP Hydro
Holdings, LLC
USD
Chi West LLC
USD
America Inc
USD
Rocky Caney Wind LLC
ZAR
(Pty) Ltd
USD
USD
EUR
USD
USD
USD
USD
USD
CAD
EUR
USD
USD
USD
USD
USD
USD
USD
USD
USD
USD
EUR
EUR
EUR
USD
USD
USD
USD
USD
EUR
EGPNA REP Hydro
Holdings, LLC
(Cataldo) Hydro Power
Associates
America Inc
SL
EGPNA REP Hydro
Holdings, LLC
EGPNA REP Hydro
Holdings, LLC
America Inc
Chi Idaho LLC
Bp Hydro Associates
Patrimoni
o Netto
Integrale
Integrale
100,0
0%
Integrale
100,0
0%
Integrale
75,00
%
Integrale
100,0
0%
100,0
0%
Integrale
100,0
0%
100,0
0%
100,0
0%
100,0
0%
51,00
%
100,0
0%
100,0
0%
100,0
0%
98,49
%
98,49
%
Integrale
100,0
0%
Integrale
Enel Green Power Canada
Inc.
SL
America Inc
America Inc
America Inc
America Inc
America Inc
America Inc
America Inc
America Inc
LLC
EGPNA REP Wind
Holdings, LLC
SL
SL
0,10
%
99,90
%
33,30
%
100,0
0%
100,0
0%
100,0
0%
100,0
0%
100,0
0%
100,0
0%
100,0
0%
100,0
0%
100,0
0%
100,0
0%
20,00
%
20,00
%
SL
America Inc
EGPNA REP Hydro
Holdings, LLC
EGPNA REP Hydro
Holdings, LLC
America Inc
America Inc
SL
Enel Alberta Wind Inc
24,00
%
51,00
%
51,00
%
Integrale
Integrale
Integrale
Integrale
19,98
%
100,0
0%
100,0
0%
100,0
0%
100,0
0%
100,0
0%
100,0
0%
100,0
0%
100,0
0%
100,0
0%
51,00
%
12,00
%
12,00
%
Patrimoni
o Netto
35,63
%
21,38
%
Patrimoni
o Netto
100,0
0%
100,0
0%
100,0
0%
100,0
0%
81,82
%
50,00
%
100,0
0%
51,00
%
51,00
%
100,0
0%
81,82
%
30,00
%
Integrale
Integrale
Integrale
Integrale
Integrale
Integrale
Integrale
Integrale
Integrale
Integrale
Patrimoni
o Netto
Integrale
Integrale
Integrale
Integrale
Integrale
Patrimoni
o Netto
386
Beaver Valley Power
Company LLC
New York
USA
Zaragoza
Spagna
Santiago
Cile
Santiago
Cile
Crucero Oeste Dos S.p.A.
Santiago
Cile
Crucero Oeste Tres S.p.A.
santiago
Cile
Crucero Oeste Uno S.p.A.
santiago
Cile
Danax Energy (Pty) Ltd
Houghton
Repubblica
del
Sudafrica
De Rock'l Srl
Bucarest
Romania
Depuracion Destilacion
Reciclaje SL
Boiro
Spagna
Desarrollo de Fuerzas
Renovables Srl de Cv
Città del
Messico
Messico
13.564.35
0
MXN
Diego de Almagro Matriz
SpA
Santiago
Cile
351.604.3
38
CLP
Dietrich Drop, LLC
Delaware
USA
Dodge Center Distributed
Solar, LLC
Delaware
USA
Dominica Energía Limpia
Srl de Cv
Colonia
Guadalupe Inn
Messico
Drift Sand Wind Project,
LLC
Delaware
USA
EGP BioEnergy Srl
Roma
Italia
EGP Salt Wells Solar, LLC
Delaware
USA
EGP Stillwater Solar LLC
Willmington
USA
Delaware
USA
Los Angeles
USA
Corporación Eólica De
Zaragoza SL
Crucero Oeste Cinco
S.p.A.
Crucero Oeste Cuatro
S.p.A
EGP Stillwater Solar PV II,
LLC
EGP Timber Hills Project
LLC
EGPNA Development
Holdings, LLC
Delaware
USA
EGPNA Hydro Holdings,
LLC
Delaware
USA
EGPNA REP Holdings, LLC
Delaware
USA
Delaware
USA
Delaware
USA
Delaware
USA
Delaware
USA
EGPNA REP Hydro
Holdings, LLC
EGPNA REP Solar
Holdings, LLC
EGPNA REP Wind
Holdings, LLC
EGPNA Renewable Energy
Partners, LLC
EGPNA Wind Holdings 1,
LLC
Delaware
USA
ELECTRA CAPITAL (RF)
PTY LTD
Johannesburg
Repubblica
del
Sudafrica
ENEL GREEN POWER BOA
VISTA EÓLICA S.A
Niterói - Rio
de Janeiro
Brasile
Brasile
Brasile
Rio De Janeiro
Brasile
ENEL GREEN POWER BOM
JESUS DA LAPA SOLAR
S.A.
ENEL GREEN POWER
LTDA
1.021.600
1.000.000
1.000.000
1.000.000
1.000.000
1.000.000
100
5.629.000
600.000
279.282.2
25
1.000.000
10.000.00
0
1.000.000
2.131.724
.677
USD
EUR
CLP
CLP
CLP
CLP
CLP
ZAR
RON
EUR
USD
USD
MXN
USD
EUR
USD
EGPNA REP Hydro
Holdings, LLC
SL
SpA
SpA
SpA
SpA
SpA
100,0
0%
25,00
%
100,0
0%
100,0
0%
100,0
0%
100,0
0%
100,0
0%
51,00
%
15,00
%
99,91
%
99,91
%
99,91
%
99,91
%
99,91
%
(Pty) Ltd
100,0
0%
100,0
0%
Integrale
Enel Green Power
International BV
Enel Green Power
Romania Srl
SL
Enel Green Power México
Srl de Cv
Energia Nueva Energia
Limpia Mexico Srl de Cv
0,00
%
100,0
0%
40,00
%
99,99
%
0,01
%
100,0
0%
Integrale
24,00
%
Patrimoni
o Netto
100,0
0%
Integrale
Empresa Electrica
Panguipulli SA
100,0
0%
99,91
%
Integrale
EGPNA REP Hydro
Holdings, LLC
LLC
Enel Green Power
Guatemala SA
Srl de Cv
100,0
0%
100,0
0%
0,04
%
99,96
%
100,0
0%
100,0
0%
100,0
0%
100,0
0%
100,0
0%
100,0
0%
51,00
%
100,0
0%
100,0
0%
100,0
0%
100,0
0%
100,0
0%
51,00
%
51,00
%
51,00
%
51,00
%
51,00
%
60,00
%
Integrale
100,0
0%
Integrale
100,0
0%
100,0
0%
Integrale
99,99
%
0,01
100,0
0%
Integrale
Enel Kansas LLC
Enel Green Power Puglia
Srl
America Inc
USD
Enel Stillwater LLC
USD
America Inc
USD
Padoma Wind Power LLC
USD
America Development,
LLC
America Inc
America Inc
EGPNA Renewable
Energy Partners, LLC
EGPNA Renewable
EGPNA Renewable
USD
EGPNA REP Holdings, LLC
USD
EGPNA REP Wind
Holdings, LLC
100,0
0%
100,0
0%
100,0
0%
100,0
0%
100,0
0%
51,00
%
100,0
0%
ZAR
(Pty) Ltd
60,00
%
USD
USD
USD
USD
USD
BRL
BRL
BRL
ENEL GREEN POWER
LTDA
Enel Green Power
Desenvolvimento Ltda
ENEL GREEN POWER
LTDA
Enel Green Power
International BV
99,00
%
1,00
%
100,0
0%
100,0
0%
100,0
0%
100,0
0%
51,00
%
100,0
0%
100,0
0%
Integrale
Patrimoni
o Netto
Integrale
Integrale
Integrale
Integrale
Integrale
Integrale
Integrale
Integrale
Integrale
Integrale
Integrale
Integrale
Integrale
Integrale
Integrale
Integrale
Integrale
Integrale
Integrale
Integrale
Integrale
Integrale
387
Copenhagen Hydro, LLC
Rio de Janeiro
Brasile
Brasile
Brasile
Brasile
Brasile
ENEL GREEN POWER
DAMASCENA EÓLICA S.A.
Rio de Janeiro
Brasile
70.000.00
0
BRL
ENEL GREEN POWER
DELFINA A EÓLICA S.A.
Rio de Janeiro
Brasile
70.379.34
5
BRL
ENEL GREEN POWER
DELFINA B EÓLICA S.A.
Rio de Janeiro
Brasile
23.054.97
3
BRL
ENEL GREEN POWER
DELFINA C EÓLICA S.A.
Rio de Janeiro
Brasile
ENEL GREEN POWER
DELFINA D EÓLICA S.A.
Rio de Janeiro
ENEL GREEN POWER
DELFINA E EÓLICA S.A.
Rio de Janeiro
ENEL GREEN POWER
DOIS RIACHOS EÓLICA
S.A.
ENEL GREEN POWER
CRITALÂNDIA I EÓLICA
S.A.
ENEL GREEN POWER
CRITALÂNDIA II EÓLICA
S.A.
1.000.000
1.000.000
7.298.323
BRL
BRL
BRL
BRL
24.624.36
9
BRL
Brasile
24.623.46
8
BRL
Rio de Janeiro
Brasile
135.000.0
00
BRL
ENEL GREEN POWER
EMILIANA EOLICA SA
Rio de Janeiro
Brasile
177.500.0
00
BRL
ENEL GREEN POWER
ESPERANÇA EÓLICA S.A.
Rio de Janeiro
Brasile
135.000.0
00
BRL
Brasile
Brasile
Rio de Janeiro
Brasile
ENEL GREEN POWER
ITUVERAVA SOLAR S.A.
Rio de Janeiro
Brasile
ENEL GREEN POWER
ITUVERAVA SUL SOLAR
S.A.
Rio de Janeiro
Brasile
ENEL GREEN POWER
JOANA EOLICA SA
Rio de Janeiro
ENEL GREEN POWER
HORIZONTE MP SOLAR
S.A.
ENEL GREEN POWER
ITUVERAVA NORTE
SOLAR S.A
Brasile
76.000.00
0
Brasile
1.639.347
1.639.347
1.639.347
165.000.0
00
BRL
BRL
BRL
BRL
BRL
ENEL GREEN POWER
MANIÇOBA EÓLICA S.A.
Rio de Janeiro
Brasile
70.000.00
0
BRL
ENEL GREEN POWER
MODELO I EOLICA S.A.
Rio de Janeiro
Brasile
175.000.0
00
BRL
ENEL GREEN POWER
MODELO II EÓLICA S.A.
Rio de Janeiro
Brasile
150.000.0
00
BRL
Niterói - Rio
de Janeiro
Brasile
Niterói - Rio
de Janeiro
Brasile
ENEL GREEN POWER
MOURÃO S.A.
Rio de Janeiro
Brasile
ENEL GREEN POWER
NOVA LAPA SOLAR S.A.
Brasile
Brasile
ENEL GREEN POWER
MORRO DO CHAPÉU I
EÓLICA S.A.
ENEL GREEN POWER
MORRO DO CHAPÉU II
EÓLICA S.A.
1.000.000
1.000.000
8.513.129
-
BRL
BRL
BRL
BRL
America Ltda
ENEL GREEN POWER
LTDA
ENEL GREEN POWER
LTDA
ENEL GREEN POWER
LTDA
ENEL GREEN POWER
LTDA
PARQUE EÓLICO SERRA
AZUL LTDA.
ENEL GREEN POWER
LTDA
ENEL GREEN POWER
LTDA
ENEL GREEN POWER
LTDA
ENEL GREEN POWER
LTDA
ENEL GREEN POWER
LTDA
ENEL GREEN POWER
LTDA
ENEL GREEN POWER
LTDA
PARQUE EOLICO CURVA
DOS VENTOS LTDA
ENEL GREEN POWER
LTDA
Enel Green Power
ENEL GREEN POWER
LTDA
ENEL GREEN POWER
LTDA
ENEL GREEN POWER
LTDA
ENEL GREEN POWER
LTDA
PARQUE EOLICO CURVA
DOS VENTOS LTDA
ENEL GREEN POWER
LTDA
ENEL GREEN POWER
LTDA
AZUL LTDA.
ENEL GREEN POWER
LTDA
ENEL GREEN POWER
LTDA
ENEL GREEN POWER
LTDA
ENEL GREEN POWER
LTDA
ENEL GREEN POWER
LTDA
ENEL GREEN POWER
%
100,0
0%
100,0
0%
Integrale
99,90
%
99,90
%
Integrale
99,90
%
99,90
%
Integrale
100,0
0%
Integrale
99,90
%
99,90
%
Integrale
99,90
%
99,90
%
Integrale
99,90
%
99,90
%
Integrale
99,90
%
99,90
%
Integrale
99,90
%
99,90
%
Integrale
100,0
0%
100,0
0%
Integrale
100,0
0%
Integrale
100,0
0%
Integrale
100,0
0%
100,0
0%
Integrale
99,90
%
99,90
%
Integrale
99,90
%
99,90
%
Integrale
99,90
%
99,90
%
Integrale
100,0
0%
Integrale
100,0
0%
Integrale
99,00
%
99,00
%
Integrale
99,00
%
99,00
%
Integrale
99,00
%
99,00
%
Integrale
99,00
%
99,00
%
Integrale
100%
68,22
%
Integrale
100,0
0%
100,0
0%
Integrale
99,00
%
1,00
%
99,00
%
1,00
%
99,00
%
1,00
%
1,00
%
99,00
%
99,00
%
1,00
%
388
ENEL GREEN POWER
CABEÇA DE BOI S.A.
ENEL GREEN POWER
PARANAPANEMA S.A.
ENEL GREEN POWER PAU
FERRO EÓLICA SA
Brasiel
Brasile
Brasile
Brasile
Brasile
Brasile
Brasile
Brasile
Rio de Janeiro
Brasile
Rio de Janeiro
Brasile
ENEL GREEN POWER
PEDRA DO GERÔNIMO
EÓLICA SA
Rio de Janeiro
ENEL GREEN POWER
SALTO APIACÁS S.A
Niterói - Rio
de Janeiro
Brasile
ENEL GREEN POWER SÃO
ABRAÃO EÓLICA S.A.
Niterói - Rio
de Janeiro
Brasile
ENEL GREEN POWER
TACAICÓ EÓLICA SA
Rio de Janeiro
ENEL SOLUÇÕES
ENERGÉTICAS LTDA
Niterói - Rio
de Janeiro
Eastwood Solar, LLC
Brasile
Brasile
Brasile
1.000
178.670.0
00
230.000.0
00
14.412.12
0
1.000.000
125.765.0
00
5.000.000
BRL
BRL
BRL
BRL
BRL
BRL
BRL
BRL
BRL
BRL
BRL
Delaware
USA
Egp Geronimo Holding
Company Inc
Wilmington
USA
Egp Solar 1 LLC
Wilmington
USA
El Dorado Hydro LLC
Los Angeles
USA
Elcomex Solar Energy Srl
Costanza
Romania
Elk Creek Hydro, LLC
Delaware
USA
Empresa Electrica
Panguipulli SA
Santiago
Cile
48.038.93
7
CLP
Empresa Nacional De
Geotermia SA
Santiago
Cile
12.647.75
2.517
CLP
Enel Alberta Wind Inc
Calgary
Canada
16.251.02
1
CAD
Enel Atlantic Canada
Limited Partnership
Newfdland
Canada
Enel Cove Fort II LLC
Wilmington
USA
Enel Cove Fort LLC
Wilmington
USA
Enel Fortuna SA
Panama
Repubblica
di Panama
Enel GP Newfoundland
and Labrador, Inc.
Newfdland
Canada
1.000
4.590.000
-
100.000.0
00
1.000
USD
USD
USD
USD
RON
USD
CAD
LTDA
ENEL GREEN POWER
LTDA
ENEL GREEN POWER
LTDA
ENEL GREEN POWER
LTDA
ENEL GREEN POWER
LTDA
ENEL GREEN POWER
LTDA
PARQUE EOLICO FONTES
DOS VENTOS LTDA
ENEL GREEN POWER
LTDA
DOS VENTOS LTDA
ENEL GREEN POWER
LTDA
AZUL LTDA.
ENEL GREEN POWER
LTDA
ENEL GREEN POWER
LTDA
DOS VENTOS LTDA
ENEL GREEN POWER
LTDA
DOS VENTOS LTDA
ENEL GREEN POWER
LTDA
LLC
America Inc
EGPNA REP Solar
Holdings, LLC
EGPNA REP Hydro
Holdings, LLC
Enel Green Power
International BV
Enel Green Power
Romania Srl
America Inc
Ltda
America Ltda
100,0
0%
100,0
0%
Integrale
100,0
0%
100,0
0%
Integrale
100,0
0%
100,0
0%
Integrale
100,0
0%
100,0
0%
Integrale
100%
68,29
%
Integrale
99,99
%
Integrale
99,99
%
Integrale
100,0
0%
Integrale
99,00
%
Integrale
99,99
%
Integrale
100,0
0%
Integrale
1,00
%
99,00
%
1,00
%
99,00
%
1,00
%
99,00
%
99,00
%
1,00
%
99,00
%
0,01
%
99,99
%
100,0
0%
100,0
0%
100,0
0%
100,0
0%
0,00
%
100,0
0%
100,0
0%
99,99
%
0,01
%
100,0
0%
100,0
0%
51,00
%
51,00
%
Ltda
Integrale
Integrale
Integrale
Integrale
100,0
0%
Integrale
100,0
0%
Integrale
99,91
%
Integrale
51,00
%
50,95
%
Integrale
Inc.
100,0
0%
100,0
0%
Integrale
Inc.
99,90
%
0,10
%
100,0
0%
100,0
0%
100,0
0%
Integrale
Newind Group Inc
USD
America Inc
100,0
0%
51,00
%
USD
Enel Geothermal LLC
USD
Enel Green Power
Panama SA
50,06
%
50,06
%
Integrale
CAD
EGPNA REP Wind
Holdings, LLC
100,0
0%
51,00
%
Integrale
Integrale
Integrale
389
ENEL GREEN POWER
NOVA OLINDA B SOLAR
S.A.
ENEL GREEN POWER
NOVA OLINDA C SOLAR
S.A.
ENEL GREEN POWER
NOVA OLINDA NORTE
SOLAR S.A.
ENEL GREEN POWER
NOVA OLINDA SUL
SOLAR S.A.
USD
EGPNA Renewable
100,0
0%
51,00
%
Integrale
BGN
Enel Green Power
International BV
100,0
0%
100,0
0%
Integrale
EUR
EUR
100,0
0%
100,0
0%
100,0
0%
100,0
0%
85.681.85
7
CAD
America Inc
100,0
0%
100,0
0%
Integrale
Cile
15.649.36
0.000
CLP
America Ltda
99,99
%
0,01
%
99,91
%
Integrale
Bogotà
Colombia
300.000.0
00
COP
Enel Green Power
International BV
100,0
0%
100,0
0%
Integrale
San Josè
Costa Rica
27.500.00
0
USD
Enel Green Power
International BV
100,0
0%
100,0
0%
Integrale
100,0
0%
Integrale
100,0
0%
Integrale
100,0
0%
1,00
%
99,00
%
100,0
0%
0,00
%
99,00
%
60,00
%
100,0
0%
Integrale
100,0
0%
Integrale
100,0
0%
Integrale
99,00
%
Integrale
60,00
%
Integrale
100,0
0%
100,0
0%
Integrale
70,00
%
70,00
%
Integrale
SL
America Ltda
Enel Green Power
International BV
Enel Green Power
International BV
65,00
%
2,00
%
98,00
%
100,0
0%
39,00
%
Integrale
100,0
0%
Integrale
100,0
0%
Integrale
EUR
100,0
0%
100,0
0%
Integrale
KES
Enel Green Power
International BV
(Pty) Ltd
100,0
0%
Integrale
99,91
%
Integrale
100,0
0%
Integrale
100,0
0%
Integrale
Wilmington
USA
Enel Green Power
Bulgaria EAD
Sofia
Bulgaria
Roma
Italia
Roma
Italia
Inc.
Montreal
Canada
Ltda
Santiago
Enel Green Power
Colombia
Enel Green Power Costa
Rica
Enel Green Power CAI
Agroenergy Srl
Enel Green Power
Calabria Srl
35.231.00
0
100.000
10.000
Enel Green Power Cristal
Eolica SA
Rio de Janeiro
Brasile
144.640.8
93
BRL
Enel Green Power
Rio de Janeiro
Brasile
13.900.29
7
BRL
Enel Green Power
Development B.V.
Amsterdam
Olanda
Enel Green Power
Ecuador SA
Quito
Ecuador
S.A.E.
Cairo
Egitto
Enel Green Power El
Salvador SA de Cv
San Salvador
El
Salvador
SL
Madrid
Spagna
Enel Green Power
Fazenda SA
Rio de Janeiro
Brasile
62.000.00
0
BRL
Enel Green Power Finale
Emilia Srl
Roma
Italia
EUR
Enel Green Power
Granadilla SL
10.000.00
0
Tenerife
Spagna
Enel Green Power
Guatemala SA
Guatemala
Guatemala
Enel Green Power Hellas
SA
Maroussi
Grecia
Enel Green Power
International BV
Amsterdam
Olanda
20.000
26.000
250.000
3.071.090
11.153
3.012
5.000
7.737.850
244.532.2
98
EUR
USD
EGP
SVC
EUR
EUR
GTQ
EUR
100,0
0%
100,0
0%
Integrale
USD
Enel Green Power
100,0
100,0
Integrale
Santiago
Cile
30.728.47
0
CLP
Srl de Cv
Città Del
Messico
Messico
2.399.774
.165
MXN
Wilmington
USA
Wilmington
USA
100
-
99,99
%
Enel Green Power
International BV
America Ltda
Namibia
1,00
%
0,01
%
USD
Kenya
Windhoek,
99,00
%
Enel Green Power
International BV
America Ltda
Enel Green Power
International BV
Enel Green Power
International BV
Nairobi
Enel Green Power
Namibia (Pty) Ltd
America Development,
LLC
ENEL GREEN POWER
LTDA
Enel Green Power
America Ltda
ENEL GREEN POWER
LTDA
Enel Green Power
International BV
America Ltda
Enel Green Power
International BV
Enel Green Power
International BV
America Ltda
Enel Green Power
International BV
Enel Green Power
International BV
ENEL GREEN POWER
LTDA
Integrale
99,00
%
1,00
%
99,90
%
0,01
%
0,01
%
99,99
%
100,0
0%
Enel Green Power Kenya
Limited
100.000
Hydromac Energy BV
Integrale
NAD
Hydromac Energy BV
390
Enel Geothermal LLC
50
Panama
Repubblica
di Panama
Roma
Italia
Enel Green Power Perù SA
Lima
Perù
Enel Green Power
Primavera Eolica SA
Rio de Janeiro
Brasile
Enel Green Power Puglia
Srl
Roma
Italia
Enel Green Power RA
S.A.E.
Cairo
Egitto
(Pty) Ltd
Johannesburg
Enel Green Power RSA 2
(Pty) Ltd
Johannesburg
Enel Green Power
Romania Srl
Sat Rusu De
Sus Nuseni
repubblica
del Sud
Africa
repubblica
del sud
africa
Romania
3.000
10.000
1.000
144.640.8
93
USD
EUR
PEN
BRL
International BV
Enel Green Power
International BV
Empresa Electrica
Panguipulli SA
Enel Green Power
International BV
Enel Green Power
ENEL GREEN POWER
LTDA
0%
100,0
0%
100,0
0%
0,01
%
99,90
%
1,00
%
99,00
%
0%
100,0
0%
100,0
0%
Integrale
Integrale
99,91
%
Integrale
100,0
0%
Integrale
EUR
100,0
0%
100,0
0%
Integrale
EGP
S.A.E.
100,0
0%
100,0
0%
Integrale
ZAR
Enel Green Power
Development B.V.
100,0
0%
100,0
0%
Integrale
ZAR
(Pty) Ltd
100,0
0%
100,0
0%
Integrale
2.430.631
.000
RON
Enel Green Power
International BV
100,0
0%
100,0
0%
Integrale
100,0
0%
Integrale
1.000.000
15.000.00
0
1.000
120
Enel Green Power SAO
Judas Eolica SA
Rio de Janeiro
Brasile
144.640.8
93
BRL
ENEL GREEN POWER
LTDA
Enel Green Power
Enel Green Power SHU
S.A.E
Cairo
Egitto
EGP
S.A.E.
100,0
0%
100,0
0%
Integrale
Enel Green Power Solar
Energy Srl
15.000.00
0
Roma
Italia
EUR
100,0
0%
100,0
0%
Integrale
Enel Green Power TEFNUT
S.A.E.
Cairo
Egitto
15.000.00
0
EGP
S.A.E.
100,0
0%
100,0
0%
Integrale
Istanbul
Turchia
61.654.65
8
TRY
Enel Green Power
International BV
100,0
0%
100,0
0%
Integrale
Montevideo
Uruguay
UYU
Enel Green Power
International BV
Roma
Italia
EUR
Enel Kansas LLC
Wilmington
USA
Enel Minnesota Holdings,
LLC
Minneapolis
USA
Enel Nevkan Inc
Wilmington
USA
Enel Salt Wells LLC
Wilmington
USA
Enel Stillwater LLC
Wilmington
USA
Enel Surprise Valley LLC
Wilmington
USA
Enel Texkan Inc
Wilmington
USA
100,0
0%
51,00
%
100,0
0%
100,0
0%
100,0
0%
100,0
0%
100,0
0%
100,0
0%
100,0
0%
100,0
0%
51,00
%
100,0
0%
100,0
0%
100,0
0%
51,00
%
51,00
%
100,0
0%
100,0
0%
Enel Green Power Turkey
Enerji Yatirimlari Anonim
Şirketi
Enel Green Power
Uruguay SA
Enel Green Power Villoresi
Srl
Enelpower Do Brasil Ltda
Rio De Janeiro
Brasile
Energia Eolica Srl
Roma
Italia
Energia Global De Mexico
(Enermex) SA De Cv
Energia Global
Operaciones SA
Città Del
Messico
Messico
San Josè
Costa Rica
Energia Marina SpA
Santiago
Cile
Energia Nueva Energia
Limpia Mexico Srl de Cv
Città Del
Messico
Messico
Energia Nueva de Iguu Srl
Città del
Messico
10.000
400.000
1.200.000
-
1.242.000
4.840.000
50.000
10.000
2.404.240
.000
5.339.650
USD
USD
USD
America Inc
Egp Geronimo Holding
Company Inc
America Inc
USD
Enel Geothermal LLC
USD
Enel Geothermal LLC
USD
America Inc
USD
Chi Power Inc
BRL
ENEL GREEN POWER
LTDA
America Ltda
EUR
MXN
CRC
CLP
MXN
MXN
99,00
%
1,00
%
99,99
%
Enel Green Power
International BV
Enel Green Power Costa
Rica
0,01
%
100,0
0%
99,00
%
100,0
0%
Ltda
25,00
%
Enel Green Power
Guatemala SA
Enel Green Power
International BV
0,04
%
99,96
%
99,90
100,0
0%
100,0
0%
99,00
%
100,0
0%
Integrale
Integrale
Integrale
Integrale
Integrale
Integrale
Integrale
Integrale
Integrale
Integrale
Integrale
Integrale
Integrale
24,98
%
Patrimoni
o Netto
100,0
0%
Integrale
99,91
Integrale
391
America Inc
Enel Green Power Panama
SA
Enel Green Power
Partecipazioni Speciali Srl
Energias Especiales
Careon SA
Energias Especiales
Pena Armada SA
Energias Especiales
Alto Ulla SA
Energias Especiales
Bierzo SA
Messico
De
41.582.30
7
La Coruña
Spagna
Madrid
Spagna
Madrid
Spagna
Torre Del
Bierzo
Spagna
Energias Renovables La
Mata SAPI de CV
Messico DF
Messico
Energética De Rosselló
AIE
Barcellona
Spagna
Energía De La Loma SA
Jean
Spagna
Energía Limpia de Palo
Alto, S. de R.L. de C.V.
Messico
Messico
Energías Alternativas Del
Sur SL
Las Palmas De
Gran Canaria
Spagna
Energías De Aragón II SL
Zaragoza
Spagna
Energías De Graus SL
Barcellona
Spagna
Energías De La Mancha
SA
Villarta De San
Juan (Ciudad
Real)
Spagna
Madrid
Spagna
Roma
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Relazione Finanziaria Annuale al 31 dicembre 2015

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